4_2018 Leseprobe

www.biogas.org Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 21. Jahrgang 

4_2018 

Bi 

gaS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

Niederschlag: schmutziges 

Regenwasser reinigen S. 42 

Konfliktberatung: Hilfe zur 

Streitschlichtung S. 56 

Schweiz: Wasserstoff erfolgreich 

methanisiert S. 76 

Topthema: 

Grünes Gas

Inhalt 

Biogas Journal | 4_2018 

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Editorial 

Zwischen Stillstand 

und Aufbruch 

Liebe Leserinnen und Leser, 

wenn wir uns die jüngsten vom Fachverband Biogas 

e.V. veröffentlichten Branchenzahlen anschauen, dann 

wird die Stagnation im Zubau von Verstromungsanlagen 

ganz klar deutlich. Er ist gleich null. Auch die Neu- 

Inbetriebnahme von Gaseinspeiseanlagen ist auf einem 

neuen Tiefpunkt angekommen (siehe Artikel auf Seite 

28). Lediglich Kleinanlagen bis 75 Kilowatt installierte 

elektrische Leistung, die überwiegend Wirtschaftsdünger 

der Landwirtschaftsbetriebe vergären, werden mit 

über 100 Neuanlagen pro Jahr in nennenswerter Zahl 

errichtet. 

Darüber hinaus investieren einige Biogasproduzenten 

in die Flexibilisierung ihrer Anlagen – in der Hoffnung, 

dass der Flexdeckel noch nicht ausgeschöpft ist. Die 

Politik muss dringend reagieren und weitere Flexibilisierungsvorhaben 

ermöglichen und fördern. Leider 

konnte sich die Bundesregierung vor der parlamentarischen 

Sommerpause nicht mehr auf einige Inhalte der 

geplanten Mini-EEG-Novelle einigen, so dass erst nach 

der Sommerpause damit zu rechnen ist (siehe Bericht 

aus der Geschäftsstelle auf Seite 86). 

Während also die deutsche Bundesregierung in Sachen 

Klimaschutz weiter im Schlafwagen unterwegs 

ist und auch Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier 

in Brüssel für weniger Erneuerbare und weniger Klimaschutz 

eintritt, bekommt die Energiewende von ganz 

anderer Seite Unterstützung. Wer hätte es gedacht? Es 

sind die europäischen Nutzfahrzeughersteller, die mit 

umweltfreundlichen Antriebskonzepten auf sich aufmerksam 

machen. 

Unternehmen wie MAN, Iveco, Scania oder Volvo drängen 

mit gasbetriebenen Motoren in Lkw auf die Straßen. 

LNG und CNG sind die Abkürzungen für Kraftstoffe auf 

Erdgas- beziehungsweise Biomethanbasis. Transportlogistiker 

schaffen – teils mit Fördergeldern – neue Fahrzeuge 

an, die mit Gasantrieb deutlich klimafreundlicher 

sind als neue Euro-VI-Dieselmotoren. Außerdem sind 

sie auch viel leiser als die Dieselaggregate. 

Andere Akteure errichten parallel mit EU-Fördergeldern 

die Tankstellen-Infrastruktur (siehe Artikel auf Seite 32). 

Das Henne-Ei-Problem scheint hier also gelöst. Dass erneuerbare 

Gase auch in Zukunft benötigt werden, zeigt 

die aktuelle dena-Leitstudie „Integrierte Energiewende“ 

ganz deutlich. Ohne Methan und Wasserstoff wird 

die Energiewende nicht gelingen. Eine 100-prozentige 

Elektromobilität wird nicht möglich sein. 

Positiv festhalten müssen wir auch, dass die EU-Kommission 

in der nächsten Erneuerbare-Energien-Richtlinie, 

die unter der Bezeichnung RED-II bekannt ist, 

die CO 2 

-Minderung durch die Güllevergärung in einer 

Unterquote anerkennen will. Wenn die CO 2 

-Bepreisung 

fossiler Energieträger kommt, dann erhält die CO 2 

- 

Minderung aus der Güllevergärung einen zusätzlichen 

Wert. Im Kraftstoffbereich muss die Mineralölindustrie 

festgelegte Anteile an Treibhausgasen reduzieren. Dies 

kann sie durch den Einsatz von Biokraftstoffen erreichen. 

Ursprünglich war in der RED-II vorgesehen, dass die 

CO 2 

-Reduktion durch die Güllevergärung linear ansteigt. 

So sollte in 2021 die CO 2 

-Reduzierung 0,5 Prozent 

betragen und bis 2030 auf 3,5 Prozent ansteigen. 

Die Bundesregierung hat diesen Weg leider verhindert. 

Bis Redaktionsschluss war der Zielwert bis 2025 noch 

nicht veröffentlicht. So bleibt eine weitere Chance, 

den Klimaschutz voranzubringen, ungenutzt. Ärgerlich 

ist, dass der Stillstand weiter zementiert wird und der 

Aufbruch ein kleines Pflänzchen bleibt, das in Nischen 

versucht, groß zu werden. 

Herzlichst Ihr 

Horst Seide, 

Präsident des Fachverbandes Biogas e.V. 

3

Inhalt 


Editorial 

3 Zwischen Stillstand und Aufbruch 

Horst Seide, Präsident, des 

Fachverbandes Biogas e.V. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Bücher 

10 Termine 

11 Biogas-Kids 

12 Klimaschutz durch Gasmobilität machbar 

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

16 LNG: BMVI fördert den Kauf 

von gasbetriebenen Lkw 

Von Dipl.-Ing. Alexey Mozgovoy 

18 Start-up mit 5 Billiarden Mitarbeitern 

20 Innovationen aus Wissenschaft und 

Wirtschaft konzentriert präsentiert 


28 

28 Biomethan 

nur zwei neue Einspeiseanlagen 

im Jahr 2017 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) 

Martin Bensmann 

32 Türöffner für Biokraftstoffe 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

36 Aus Wasserstoff wird „grünes Gas“ 

Von Thomas Gaul 

24 Ifat 2018: Internationales Interesse 

an deutscher Biogastechnik 

26 „Biogas und Artenreichtum? Super!“ 

Von Dennis Schiele 

27 Save the date: 

28. Biogas Convention 

PRAXIS 

42 Delphin sorgt für sauberes Wasser 

Von Dierk Jensen 

46 Wildpflanzenfelder sind Biotope 

in der Agrarlandschaft 


50 Bienenstrom schafft Lebensräume 

für Pflanzen und Insekten! 

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

54 Vegetationsbericht Durchwachsene 

Silphie 


56 Wenn der Unmut gärt 

Von Dr. Bettina Knothe 

und Dr. Martin Köppel 

60 Es geht auch ohne Mais 


4


Inhalt 

46 68 

82 

titelFoto: Iveco i Fotos: Carmen Rudolph, Odas GmbH, Martin Bensmann, GIZ 

62 Drei Jahre TRGS 529 – an was Sie sich 

erinnern sollten und was neu hinzukam 

Von Dipl. Wirtschaftsing. (FH) 

Marion Wiesheu 

64 Erfolgreich gegen den Strom 

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

68 Ein Landwirt, der Zukunft gestaltet 


Beilagenhinweis: 

Das Biogas Journal enthält 

Beilagen der Firmen BayWa AG und 

DZS Agrar Handels GmbH. 

INTERNATIONAL 

Frankreich 

72 Mit Biomethan die Kurve kriegen 

Von EUR Ing. Marie-Luise Schaller 

Schweiz 

76 Direkte Wasserstoff-Methanisierung – 

technisch erfolgreich nachgewiesen 

Von Andreas Kunz, Julia Witte, 

Serge Biollaz und Tilman Schildhauer 

Indien 

82 Nashik wird Abfall-zu-Energie-Modell 

Von M.Sc. / ME Dirk Walther 

Serbien 

84 Fachverband und GIZ unterstützen 

bei der Biogasnutzung 

VERBAND 

aus der Geschäftsstelle 

86 EEG-Novelle mit Verbesserungen für 

Biogas? – Oder doch nicht? 

Von Dr. Stefan Rauh 

90 Aus den Regionalgruppen 

98 Aus den Regionalbüros 

100 Mecklenburg-Vorpommern 

erneuerbare decken Strombedarf zu 

150 Prozent – künftig sogar zu 700? 

Von Bernward Janzing 

102 Klimaziel 2020 nur mit Kohleausstieg 

erreichbar 

Von Dr. Simone Peter (BEE) 

Produktnews 

104 Produktnews 

106 Impressum 

5

Aktuelles 


Energiepflanzen und Leguminosen 

Auf ungünstigen Standorten 

gute Ergebnisse mit Mischanbau 

Gemenge von Mais und Bohnen. 

Gülzow – Aus Untersuchungen ist bekannt, dass Pflanzen 

im Mischanbau unter Stressbedingungen Wasser 

und Nährstoffe effektiver als im Reinanbau nutzen 

können. Sogar eine direkte gegenseitige Förderung der 

Pflanzen wurde nachgewiesen. Nimmt der Stress ab, 

schlägt die Förderung 

gewöhnlich in Konkurrenz 

um. Deshalb ist 

der Mischanbau vor 

allem bei „Low-input“- 

Bedingungen interessant, 

die im Zuge 

des Klimawandels voraussichtlich 

auch in 

Deutschland häufiger 

vorkommen werden. 

Versuch im Folientunnel mit Trockenstress: links Mais, 

rechts Mais mit Feuerbohnen (Phaseolus coccineus). Die Erträge 

der Kombination Mais-Feuerbohnen waren tendenziell 

höher als bei Mais im Reinanbau. 

Ein Forscherteam der 

Universität Rostock 

hat nun den Mischanbau 

von Mais beziehungsweise 

Sorghum 

mit verschiedenen 

Leguminosen (Soja-, 

Acker- und Feuerbohnen, 

Blaue und Andenlupine) 

im Vergleich 

zum Reinanbau sowohl 

im Gewächshaus als 

auch unter Feldbedingungen 

erprobt. „Bei 

suboptimalen Wachstumsbedingungen 

lag 

der Mischanbau in 

punkto Ertrag tatsächlich 

gleichauf mit dem 

Reinanbau und war zum 

Teil sogar überlegen. 

Dabei erhielten die Mischungen 

aber nur die Hälfte der Stickstoffdüngung“, 

berichtet Projektleiterin Bettina Eichler-Löbermann 

über die Ergebnisse. 

Besonders augenfällig waren die Vorteile in den Gefäßversuchen 

auch unter Phosphor-Mangel. „Bei ausbleibender 

Phosphor-Düngung wiesen die Gemenge deutlich 

höhere Gehalte an pflanzenverfügbarem Phosphor 

im Boden auf als Mais oder Sorghum im Reinanbau, 

was auf eine aktive Mobilisierung von Phosphorquellen 

im Boden hindeutet“, so die Pflanzenbau-Professorin. 

Im Feldversuch mit Feuerbohnen und Andenlupinen 

als Partner für Mais beziehungsweise Sorghum war 

Foto: Walter Schmidt 

Foto: Eichler-Löbermann/Uni Rostock 

dieser Effekt nicht eindeutig nachweisbar. Allerdings 

gehen die Forscher auch hier von positiven Effekten 

für die Phosphor-Versorgung aus, denn auch auf diesen 

Flächen wurden für den Mischanbau deutlich höhere 

Aktivitäten von Enzymen gefunden, die am Phosphor- 

Umsatz im Boden beteiligt sind. 

In den Feldversuchen stellte sich außerdem heraus, 

dass die Erträge im Mischanbau stabiler waren und weit 

weniger von der Bewirtschaftung beeinflusst wurden 

als Mais oder Sorghum im Reinanbau. Außerdem zeigten 

die Gemenge im Herbst geringere Werte an mineralisiertem 

Stickstoff und damit ein geringeres Risiko 

einer Nitratverlagerung ins Grundwasser. Unter Feldbedingungen 

schnitten die rankenden Feuerbohnen häufig 

besser ab als die Andenlupinen, die offensichtlich 

stärker unter der Konkurrenz und dem Lichtmangel in 

den Mischungen litten. Im Gefäßversuch schnitt unter 

suboptimalen Bedingungen auch die Sojabohne gut ab, 

die im Feldversuch nicht getestet wurde. 

Die Kombination von Mais oder Sorghum mit Leguminosen 

ist also eine Option, um auf ertragsschwächeren 

Standorten stabile Erträge bei gleichzeitiger Einsparung 

von Dünger zu erzielen. Was müsste passieren, 

damit dieses Anbausystem in der Praxis Verbreitung 

findet? Eichler-Löbermann meint: „Wir brauchen insbesondere 

noch mehr Anbauerfahrungen auf verschiedenen 

Standorten. Das betrifft besonders die Auswahl 

geeigneter Sorten, die Aussaatdichte und -zeit. Auch 

Unkräuter können im Mischanbau sehr problematisch 

sein, hier müssen geeignete Empfehlungen entwickelt 

werden. Trotz dieser Herausforderungen birgt der 

Mischanbau mit Leguminosen eine große Chance zur 

Erhöhung der Artenvielfalt im Pflanzenbau und trägt 

zur Eiweißpflanzenstrategie bei.“ 

Zwei ebenfalls vielversprechende Gemenge-Partner 

sind Mais und Gartenbohnen (Phaseolus vulgaris). Die 

Optimierung dieses Anbausystems unter konventionellen 

und ökologischen Bedingungen stand im Mittelpunkt 

eines Verbundprojektes der Hochschule für 

Wirtschaft und Umwelt Nürtingen-Geislingen und der 

Universität Kassel. Mais und Bohnen werden traditionell 

in Nord-, Mittel- und Südamerika seit Jahrtausenden, 

teilweise auch zusammen mit Kürbissen, auf 

einem Feld kultiviert und sind dort durch Selektion optimal 

an den Mischanbau angepasst. Für europäische 

Verhältnisse gilt es erst wieder, geeignete Sorten und 

die optimalen Anbauparameter herauszufinden. Dennoch 

kultivieren Pioniere auch hierzulande bereits seit 

einigen Jahren Mais und Bohnen für die Biogasanlage 

beziehungsweise für die Milchkuhfütterung. 

6


Aktuelles 

FlexFuture! 

Biogas sorgt für stabile Netze 

Ingolstadt – Biogasanlagen gelten als die Joker des erneuerbaren 

Energiesystems, denn sie können flexibel 

Strom und Wärme bereitstellen und so Fluktuationen 

ausgleichen. An einer Praxisanlage wurde nachgewiesen, 

dass Engpässe und Überlastungen im Stromnetz 

vermieden werden können, wenn Photovoltaik- und Biogasanlage 

aufeinander abgestimmt Strom einspeisen. 

Die Stabilität der Stromnetze und damit die Versorgungssicherheit 

in Deutschland jederzeit zu gewährleisten, 

ist ein wesentlicher Schwerpunkt der Energiewende. 

Gerade bei der zunehmenden Einspeisung 

fluktuierender erneuerbarer Stromerzeuger, wie Windkraft 

oder Photovoltaik (PV), kommt es jedoch vermehrt 

zu Engpässen oder zu einer Überlastung der Verteilnetze. 

Das Nadelöhr zum Mittelspannungs-Verteilnetz, in 

das PV- und Biogasanlagen einspeisen (bis 50 kV), ist 

der sogenannte Netzverknüpfungspunkt (NVP), der für 

eine maximale Stromeinspeisung ausgelegt ist. 

Bei Überschreiten dieser Leistung werden die Anlagen 

abgeregelt, um die Netzstabilität zu sichern. Diese 

Belastung ohne kostenintensiven Netzausbau zu reduzieren, 

hat sich das Institut für neue Energie-Systeme 

(InES) gemeinsam mit den Partnern im Projekt „Flex- 

Future – Integration von Biogasanlagen in Netze mit 

hohem Anteil fluktuierender Stromerzeuger“ (FKZ: 

03KB102) zum Ziel gesetzt. Die Wissenschaftler nutzten 

die Regelbarkeit von Biogasanlagen für den Lastausgleich. 

Das heißt, kurzfristige Schwankungen im 

Stromnetz werden über die regelbare Stromproduktion 

der Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW zur Erzeugung 

von Strom und Wärme) ausgeglichen. Auf Basis von 

Prognosen der PV-Einspeisung wird der Lastausgleich 

vorgenommen. 

„Wir haben im Realbetrieb an der Biogasanlage Zellerfeld 

in Bayern gezeigt, dass durch eine intelligente 

Anlagensteuerung Stromspitzen in der Einspeisung erneuerbaren 

Stroms vermieden werden können“, erklärt 

Prof. Wilfried Zörner, Projektleiter am Institut für neue 

Energie-Systeme (InES) an der Technischen Hochschule 

Ingolstadt. Zusammen mit dem Biogas-Technik-Hersteller 

UTS Products GmbH und dem Standortentwickler 

PROLIGNIS Energie Consulting GmbH 

wurde ein Steuerungskonzept zur automatisierten und 

verteilnetzorientierten Fahrweise von Biogasanlagen 

entwickelt, das auf Praxisanlagen übertragbar ist. 

So können durch die Installation weiterer BHKW und 

entsprechend dimensionierter Gasspeicher an der Biogasanlage 

zusätzliche Kapazitäten für die Erzeugung 

von Strom bereitgestellt werden. Im Fall einer hohen 

PV-Einspeisung kann die Stromerzeugung am Biogas- 

BHKW heruntergefahren oder sogar ausgesetzt werden. 

In Zeiträumen geringer Sonneneinstrahlung wird durch 

die BHKW mehr Biogas zu Strom und Wärme umgewandelt. 

Die Entwickler hatten dabei nicht nur die Netzdienlichkeit 

– das heißt, den Beitrag zur Stabilisierung der 

Stromnetze –, sondern auch die Ertragssteigerung für 

den Biogasanlagenbetreiber im Blick. Für den BHKW- 

Betrieb wurden im Projekt Fahrpläne für jeweils 32 

Stunden im Voraus generiert. Diese berücksichtigen einerseits 

den Füllstand des Biogasspeichers und die tagesaktuellen 

Wetter- und Einstrahlungsprognosen und 

andererseits die Preisentwicklung an der Strombörse 

EPEX SPOT SE. So konnte der Biogasstrom vor allem in 

Zeiten hoher Strompreise bereitgestellt werden. Durch 

die flexible Fahrweise der Biogasanlage wurde zeitgleich 

die lokale PV-Einspeisung ausbalanciert. 

Das Projektteam sieht nach dem erfolgreichen Projekt 

noch einige Herausforderungen: So ist das Anlagenmonitoring 

beider Stromerzeuger mit einem hohen technischen 

Kommunikations- und Vernetzungsaufwand 

verbunden. In einer Zukunft mit zunehmend vernetzten 

Energieanlagen müssen diese sensibler aufeinander reagieren 

können. Die wichtige Prognose 

der PV-Einspeisung kann beispielsweise 

durch die Installation eines Wolken- 

Tracking-Systems verbessert werden. 

Damit kann eine noch gezieltere Anpassung 

der Stromerzeugung aus Biogasanlagen 

an die PV-Einspeisung ermöglicht 

werden. Des Weiteren bieten 

die derzeitigen Rahmenbedingungen 

und Gewinnmöglichkeiten keine Anreize 

für Anlagenbetreiber, ihre Biogasanlagen 

im Hinblick auf die Netzdienlichkeit 

zu flexibilisieren. 

Im Projekt FlexFuture wurde ein Steuerungskonzept 

zur automatisierten und 

verteilnetzorientierten Fahrweise von 

Biogasanlagen entwickelt, das auf Praxisanlagen 

übertragbar ist. Damit kann im 

Fall einer hohen PV-Einspeisung leichter die 

Stromerzeugung am Biogas-BHKW heruntergefahren 

oder sogar ausgesetzt werden. 

In Zeiträumen geringer Sonneneinstrahlung 

wird durch die BHKW mehr Biogas zu Strom 

und Wärme umgewandelt. 

Foto: www.landpixel.eu 

7

Aktuelles 


Bücher 

Seltene Erden 

Den Autoren Luitgard Marschall und Heike 

Holdinghausen ist es gelungen, ein höchst 

aufklärendes, informatives, lesenswertes 

Buch über bestimmte Rohstoffe zu schreiben, 

die heute allgemein als „Seltene Erden“ 

bezeichnet werden. Dabei sind diese 

besonderen Metalle gar nicht so selten in 

der Erdkruste vorhanden, wie die Verfasser 

deutlich machen. „Naturforscher des 18. 

Jahrhunderts (und davor) verstanden unter 

‚selten‘ eben nicht nur Stoffe, die rar 

waren, sondern auch ‚seltsam‘ oder ‚ungewöhnlich‘. 

Und ungewöhnlich waren die 

Erze, die sie untersuchten. tatsächlich – 

aber eben nicht ‚selten‘, weshalb das Paradoxon 

der ‚nicht seltenen Seltenen Erden‘ 

heute gefühlt in jeder dritten Überschrift 

thematisiert wird, mit der entsprechenden 

Zeitungs- und Zeitschriftenartikel überschrieben 

sind. Einige von ihnen kommen 

in der Erdkruste sogar häufiger vor als Blei 

und Arsen. Und selbst das seltenste stabile 

Element der Gruppe ‚Thulium‘ findet sich 

darin noch häufiger als Silber.“ 

Laut den Autoren sind sie also nicht selten, 

aber rar machen sie sich trotzdem. 

Statt in geballten Lagerstätten würden 

sie meist großflächig verteilt in äußerst 

geringen Konzentrationen und immer im 

Zusammenschluss mit anderen Elementen 

vorkommen. Die Autoren beschreiben, wie 

die Seltenen Erden in die beiden Gruppen 

leichte und schwere Seltene Erden eingeteilt 

werden und in welchen Anwendungen 

sie zum Einsatz kommen. Die schweren 

Seltenen Erden würden vorwiegend in „grünen 

Technologien“ wie Windenergieanlagen 

oder Elektromotoren verwendet. 

Und damit spannen die Autoren einen wichtigen 

Bogen zum Thema Umweltschutz, der 

bei der Förderung und Bereitstellung der 

Rohstoffe in Asien leider immer noch keine 

Rolle spielt. Während Europa auf saubere 

Energieerzeugung setzt, werden die dafür 

benötigten Rohstoffe wie Seltene Erden, 

die zurzeit hauptsächlich in China gewonnen 

werden, unter katastrophalen Umweltbedingungen 

abgebaut. Ein Beispiel aus 

dem Buch: In der Mongolei in der Region 

Bayan Obo und Baotou sind die Folgen 

der Erzgewinnung und -verarbeitung verheerend 

für Luft, Wasser und Böden. Eine 

Tonne Seltene-Erden-Elemente herzustellen, 

verursacht 8,5 Kilogramm Fluor und 

13 Kilogramm Staub. Beim Aufschluss mit 

Schwefelsäure und der Kalzinierung bilden 

sich zwischen 9.600 und 12.000 Kubikmeter 

giftige Abgase, die ein Gemisch aus 

Staub, Flusssäure, Schwefelsäure und 

Schwefeldioxid enthalten – sowie 75 Kubikmeter 

saure Abwässer und rund eine 

Tonne radioaktiven Schlamm. 

Insgesamt erzeugen alle in der Baotou- 

Region produzierenden Seltene-Erden- 

Unternehmen jährlich an die 10 Millionen 

Tonnen Abwässer, die kaum oder gar nicht 

aufbereitet werden. Nach über 50 Betriebsjahren 

in Baotou lagert dort inzwischen ein 

künstlicher giftiger Abwassersee, der mehr 

als 12 Kilometer lang und 11 Quadratkilometer 

groß ist. Zum Vergleich: der Tegernsee 

in Bayern ist 9 Quadratkilometer groß. 

Diese Dinge sollten vielleicht mehr im Bewusstsein 

der Konsumenten von Flachbildschirmen, 

Handys oder Computern verankert 

sein, weil all diese technischen Geräte 

Seltene Erden beinhalten. Und das in so 

kleinen Mengen, dass ein Recycling schwer 

möglich ist. 

oekom Verlag, München, 2018, 

190 Seiten, 24,00 Euro, 

ISBN 978-3-86581-844-7 

8


Aktuelles 

9

Aktuelles 


termine 

11. bis 12. Juli 

UK AD & World Biogas Expo 2018 

NEC, Birmingham 

www.biogastradeshow.com 

24. Juli 

Workshop Vorbereitung der Ausschreibung 

für Biogas-Bestandsanlagen 

Nienburg 

www.klimaschutz-leb.de 

16. bis 18. August 

7th Asia-pacific Biomass Energy technology 

& Equipment Exhibition 2018 

Guangzhou 

www.apbechina.com 

2. September 

Regionale Wertschöpfung – Unser Hof stellt 

sich vor 

Külbingen 

bauernladen@t-online.de 

3. bis 7. September 

AHK-Geschäftsreise Kolumbien 

Kolumbien 

www.german-energy-solutions.de 

4. September 

Workshop Neue Richtlinie VDE-AR-N 4110 

Hamburg 

www.8p2.de 


Qualifizierung für Biogasanlagenbetreiber 

(inkl. TRGS 529) 

Nienburg 

www.klimaschutz-leb.de 


AHK-Geschäftsreise Südafrika 

Südafrika 

www.german-energy-solutions.de 

19. und 20. September 

HTP-Fachforum „Hydrothermale Prozesse zur 

stofflichen und energetischen Wertschöpfung“ 

Leipzig 

www.dbfz.de 

20. September 

Workshop „Wie wird der Frosch zum 

Prinzen? Tools und Best-Practice zur 

Verwertung von Forschungsergebnissen“ 

Leipzig 

www.energetische-biomassenutzung.de 

20. September 

4th European Biomethane Conference 

Dublin 

www.dena.de/newsroom/ 

veranstaltungen/4th-european-biomethane-conference/ 

24. und 25. September 

Handelsblatt-Jahrestagung „Gas 2018“ 

Leipzig 

http://veranstaltungen.handelsblatt.com/ 

gas/ 

Handelsblatt Jahrestagung 

Gas 2018 

24. und 25. September 2018 | Leipzig 

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10

BIOGAS-KIDS 

Gib (Bio-)Gas! 

Lastkraftwagen, Baumaschinen und natürlich auch 

Traktoren und Landmaschinen nutzen immer noch 

Diesel als Kraftstoff. Das ist zwar normal, aber keine 

gute Nachricht! Denn Diesel wird aus Erdöl gewonnen 

– also aus einem Rohstoff, dessen Vorräte dem 

Menschen nur noch eine begrenzte Zeit zur Verfügung 

stehen. Und wenn du die Nachrichten in letzter 

Zeit verfolgt hast, dann ist auch klar geworden, dass 

Dieselabgase in hohem Maße klimaschädlich sind. 

Und jetzt die gute Nachricht: Inzwischen gibt es den 

ersten Traktor, der mit Biogas betrieben wird. Im letzten 

Jahr wurde dieser Prototyp der Marke NewHolland 

der Öffentlichkeit vorgestellt. Zwar wird er noch 

nicht in Serie hergestellt, aber die Technik ist auf dem 

besten Weg dorthin. Im ersten Heft 2018 haben wir 

dir erklärt, dass Biogas auch zu Biomethan veredelt 

wird. In dieser höheren Gasqualität kann es in das 

Erdgas-Netz eingespeist werden. Als sogenanntes CNG 

können geeignete Pkw oder Nutzfahrzeuge dieses Erdgas 

als Kraftstoff nutzen. Also wieder ein Pluspunkt für 

Biogas! Die Vorteile, die der Biomethan-Traktor mit seinen 

180 PS gegenüber seinen Diesel-Kollegen hat, sind 

riesig: mindestens 10 Prozent weniger CO ² -Emissionen 

und 80 Prozent weniger Abgase insgesamt – und ohne 

Leistungseinbußen. Noch besser sieht die Umweltbilanz 

aus, würde der Biomethan-Traktor direkt am Hof an der 

Biogasanlage betankt – weil dann ein Gas ausschließlich 

aus nachwachsenden Rohstoffe in seinen Tank gelangt. 

In diesem Fall liegen seine CO ² -Emissionen bei nahezu 

null. Eine tolle Vorstellung, dass die hofeigene Biogasanlage 

nicht nur Strom und Wärme, sondern auch Kraftstoff 

für die eigenen Fahrzeuge liefern könnte! 

Biogas mit Mehr-Wert 

Ist eine neue Technik sehr erfolgreich, dann hat das viele Vorteile. 

So auch beim Biogas. Denn schließlich profitieren nicht nur 

der Landwirt oder andere Betreiber solcher Anlagen, die damit 

Strom und Wärme produzieren. Zunächst geht es unserer Umwelt 

besser, weil durch diese Erneuerbare Energie kein Schaden 

am Klima entsteht. An den rund 9.000 Biogasanlagen, die es 

Ende 2016 in Deutschland gab, hängen aber auch sehr viele 

Arbeitsplätze: Mitarbeiter von Unternehmen, die die Biogasanlagen 

herstellen und warten, Handwerker, Bauunternehmen 

und Planer aus der Region, die beim Bau der Anlage oder auch 

an der Verwertung von Energie und Stoffen mit beteiligt sind. 

40.000 Arbeitsplätze sind es inzwischen, die Teil des Erfolgs 

sind und mit denen Geld und Lohn verdient wird. Und zu jedem 

Mitarbeiter, der für Biogas arbeit, gehört auch meist eine Familie. 

Also sind es noch mehr, die davon profitieren. 

Kunterbunte Flugkünstler 

Bei uns gibt es etwa 70 Libellenarten, zum Beispiel die Große 

Königslibelle, die Heidelibelle oder die Prachtlibelle. Libellen 

stehen unter Naturschutz. Anschauen ist aber erlaubt, denn Libellen 

sind wahre Luftkünstler: Nach einem Blitzstart tauchen 

sie plötzlich ab, bleiben anschließend wie ein Hubschrauber in 

der Luft stehen, fliegen kurz rückwärts, wechseln dann die Richtung 

und verschwinden lautlos wieder. An warmen Sommertagen 

könnt ihr den bunt schillernden Libellen an einem See oder 

Weiher zuschauen. Das Beste daran: Libellen stechen nicht. 

Libellenweibchen legen ihre Eier in das Wasser. Aus den Eiern 

wachsen zunächst Larven heran, die zwischen drei Monate 

und fünf Jahre im Wasser leben. Die Larven werden „Nymphen“ 

oder „Halbpuppen“ genannt und sind kleine Räuber, denn sie 

fressen bereits die vielen kleinen Wassertiere. Wenn ihre Zeit gekommen 

ist, krabbeln sie aus dem Wasser hinauf. Die Larvenhaut 

platzt auf und heraus schlüpft die fertige Libelle. Libellen 

haben zwei große Augen: es sind die Facettenaugen. Damit können 

Libellen Tag und Nacht gut sehen. Die durchschnittliche Lebensdauer 

einer Libelle beträgt nur etwa sechs bis acht Wochen. 

www.agrarkids.de 

Landwirtschaft entdecken und verstehen – 

Die Fachzeitschrift für Kinder 

11

Aktuelles 


Klimaschutz durch 

Gasmobilität machbar 

Am 11. und 12. April fand in Berlin die DVGW-Fachtagung „Zukunft Gas-Mobilität 2018“ 

statt. In den Vorträgen ging es um Methan (CNG und LNG) und Wasserstoff als potenziell 

kurz- sowie mittelfristig verfügbare Kraftstoffe in verschiedenen Anwendungsgebieten wie 

beispielsweise Pkw, Lkw oder Schifffahrt. 


Dr. Joachim Damasky 

Dr. Joachim Damasky, Geschäftsführer Technik 

und Umwelt im Verband der Automobilindustrie 

(VDA) e.V., berichtete, dass die 

Ballungsräume aufgrund der Urbanisierung 

der Lebensweise mit immer mehr Pendlern 

fertig werden müssen. In München seien das täglich 

bis zu 600.000 Pendler, die zwischen Wohnort und 

Arbeitsstätte verkehren würden. Eine Folge der Urbanisierung 

sei die Entstehung von Megacities. 

In Deutschland werde ein Fahrzeug 

im Durchschnitt neun 

Jahre alt. Daher brauche es 

20 Jahre, um den kompletten 

Fuhrpark einmal umzusetzen. 

Damasky geht davon aus, dass 

künftig bei stark batterieelektrischem 

Verkehr 70 Prozent 

E-Fuels (Kraftstoffe wie Wasserstoff 

oder synthetisches Methan, 

die mittels erneuerbarem 

Strom produziert werden) im 

Mobilitätssektor möglich sind. 

Im Zusammenhang mit der 

Steuerbegünstigung von Erdgas 

als Kraftstoff forderte Damasky 

von der Politik einen längerfristigen 

Planungsrahmen. Die Verlängerung 

der Steuerbegünstigung 

Anfang September letzten Jahres über 2018 

hinaus bis 2026 sei zu spät gewesen. Ein Blick ins 

Ausland, zum Beispiel nach Italien, lohne, da dort die 

Rahmenbedingungen für die Gasmobilität längerfristig 

angelegt seien. 

Total will mit Gastankstellen wachsen 

Bruno Daude-Lagrave, Geschäftsführer der Total 

Deutschland GmbH, stellte in Aussicht, dass sich sein 

Unternehmen immer mehr in Richtung des Energieträgers 

Gas entwickle. Gas soll am Gesamtgeschäft 

einen Anteil von 45 Prozent erreichen. „In Zukunft 

kann nur ein Kraftstoffmix die Mobilität gewährleisten. 

Bruno Daude-Lagrave 

Die künftigen Mobilitätsalternativen werden nicht die 

Dominanz des Verbrennungsmotors haben“, prognostizierte 

der Total-Chef. 

Die aktuell 862 Erdgastankstellen in Deutschland 

böten eine gute Basis. Wenn aber mehr Tankstellen 

errichtet werden sollen, dann müsse die Automobilindustrie 

mehr Fahrzeuge bieten. Laut Daude-Lagrave 

hat Total kürzlich das niederländische Unternehmen 

PitPoint gekauft, das zahlreiche CNG-Tankstellen (CNG 

= Compressed Natural Gas) in Europa betreibt. Durch 

den Zukauf will Total in den nächsten fünf Jahren in 

Europa insgesamt 350 CNG-Tankstellen betreiben. In 

Frankreich spiele CNG im Pkw-Bereich gar keine Rolle. 

Dort würden nur Lkw CNG tanken. 

Dr. Timm Kehler, Geschäftsführer von Zukunft Erdgas 

e.V., sagte, dass die Steuerbegünstigung für CNG als 

Kraftstoff eine gute Perspektive bietet. Er sprach sich 

dafür aus, kommunale Fuhrparks mit Gasfahrzeugen 

auszustatten und Dieselfahrzeuge zu ersetzen. Kommunale 

Fuhrparks könnten dazu beitragen, dass Gastankstellen 

besser ausgelastet werden. Die Gasbustechnologie 

ist die günstigste Antriebsmöglichkeit im 

öffentlichen Personennahverkehr. „Es fallen 22 Millionen 

Euro an volkswirtschaftlichen Kosten an, um 20 

Fotos: DVGW 

12


Aktuelles 

Dieselbusse mit Abgasstufe Euro VI durch Elektrobusse 

zu ersetzen. Beim Einkauf von Gasbussen ist die 

Substitution der Dieselbusse nicht so teuer“, betonte 

der Referent. Jeder eingesetzte Förder-Euro müsse 

möglichst günstig CO 2 

einsparen. Die Elektromobilität 

leiste das nicht. Ein ÖPNV-Bus benötige so viel Gas wie 

40 Pkw. Das ist für die Auslastung von Tankstellen ein 

interessanter Aspekt. Kehler warb dafür, die Gasmobilität 

mehr im Herzen zu tragen. 

Asien dürstet nach LNG 

In einer weiteren Themenrunde ging es um LNG als 

Kraftstoff. Bei diesem Energieträger handelt es sich um 

flüssiges Erdgas. Die LNG-Nutzung ist in Deutschland 

im Vergleich zur CNG-Nutzung bisher kaum vorhanden. 

Marc Liegl, Key Account Manager bei gasNatural fenosa, 

stellte die LNG-Aktivitäten vor. Das Unternehmen 

betreibt in Spanien elf LNG-Tankstellen und in Frankreich 

vier. Weitere vier Tankanlagen sind in Deutschland 

geplant. Zwölf eigene LNG-Tankschiffe transportieren 

LNG über die Weltmeere, vorwiegend nach Asien. Bei 

der Umstellung der maritimen Seeschifffahrt auf LNG- 

Kraftstoff sieht Liegl die größten Absatzmöglichkeiten. 

Bei der Schiffsbetankung per Lkw sollte das System so 

entwickelt werden, dass mehrere Lkw gleichzeitig das 

Schiff betanken können. Preislich müsse man mit LNG 

gegen Schweröl und Kohlestaub ankämpfen. 

Laut Georg Ehrmann, Geschäftsführer Maritime LNG 

Plattform e.V., hat es die Schifffahrt über Jahre verstanden, 

hinsichtlich der Umweltbelastungen „unter 

dem Radar zu fahren“. Die Schifffahrt habe von dem 

Mythos gelebt, sauber zu sein. Er sieht einen Trend 

weg von der Terminalbetankung hin zu großen Bunkerschiffen. 

Der Markt bewege sich dank der staatlichen 

Förderung zur Umstellung auf LNG-Kraftstoff. So 

habe zum Beispiel Hapag Lloyd ein Containerschiff auf 

LNG-Antrieb umgerüstet. 

Auch neue Kreuzfahrtschiffe 

würden nicht mehr ohne 

LNG-Antrieb gebaut. Abgasseitig 

seien schärfere Grenzwerte 

für Schiffe notwendig. 

Die Schifffahrt müsse zu 

geringeren Emissionen „gepeitscht“ 

werden. Darüber 

hinaus forderte Ehrmann 

einfachere Genehmigungsverfahren 

für die Errichtung 

und den Betrieb von LNG-Tankstellen. 

Das Unternehmen Liqvis will bis 2020 14 LNG-Tankstellen 

in Europa mit EU-Förderung bauen – acht davon 

sollen in Deutschland errichtet werden. Dr. Dietrich 

Gersteiner, Leiter LNG-Konzepte beim DVGW e.V., führte 

aus, dass mit acht Tankstellen in Deutschland eine 

gute Grundversorgung realisierbar ist. Langfristig seien 

aber 40 Tankstellen nötig. Die müssen aber auch mit 

LNG versorgt werden. Derzeit wird der deutsche LNG- 

Bedarf über ausländische Hafen-Terminals importiert. 

In Wilhelmshaven und Brunsbüttel sollen 

LNG-Terminals gebaut werden 

Für einen Terminal in Wilhelmshaven warb Dr. Christoph 

Merkel, Geschäftsführer und Partner der Merkel Energy 

GmbH. Dort solle ein LNG-Drehkreuz entstehen, an 

dem zum einen von großen auf kleine Transportschiffe 

oder auch auf Lkw umgeladen und zum anderen sogenannte 

Bunker-Barges betankt werden können. Die 

Barges versorgen die Schiffe während ihrer Liegezeit 

im Hafen mit Energie, sodass dann kein Schweröl mehr 

verbrannt werden muss. Natürlich können an einem 

solchen Drehkreuz auch Schiffe bebunkert werden, die 

dann mit LNG anstatt mit umweltschädlichem Schwer- 

Dr. Timm Kehler 

13

Aktuelles 


Georg Ehrmann 

öl die Meere befahren. 

Prinzipiell sei das 

LNG-Importterminal 

preismäßig aber für 

den Erdgasmarkt 

notwendig. Für den 

Transportsektor sei es 

von sekundärer Bedeutung. 

„Der deutsche 

Erdgasmarkt 

benötigt LNG-Importstrukturen, 

denn dies 

ist mit Abstand der wichtigste Erdgasmarkt in Europa“, 

betonte Dr. Merkel. Warum die Infrastruktur so 

wichtig ist, begründete er damit, dass im Jahr 2028 

in Deutschland 28 Prozent der Erdgasverbrauchsmenge 

fehle. Dies liege daran, dass die Niederlande kein 

Erdgas mehr exportieren und Deutschland selbst noch 

weniger fördern werde. 

Die Erdgaspipeline Nordstream 2 werde nicht zur 

deutschen Versorgungssicherheit beitragen, da heute 

schon klar sei, dass die Leitung russische Lieferverpflichtungen 

in Südeuropa bedienen soll. Wegen der 

Versorgungslücke und der sich einstellenden Lieferantenabhängigkeit 

sei das LNG-Terminal notwendig. Ansonsten 

seien nur noch Gazprom und Statoil die künftigen 

Anbieter von Erdgas. Und so scheint deutlich zu 

werden, dass die Welt-LNG-Preise die Preissetzung an 

den europäischen Erdgas-Hubs bestimmen werden. 

Aber nicht nur in Wilhelmshaven finden Bemühungen 

für die Errichtung eines LNG-Terminals statt. Auch in 

Brunsbüttel an der Elbmündung ist ein Terminal in Planung. 

Der Standort ist günstig, weil dort auch der Nord- 

Ostsee-Kanal an die Elbe anschließt und zudem das Industriegebiet 

ChemCoastPark angesiedelt ist. Carsten 

Lorleberg von der Brunsbüttel Ports GmbH, sagte, dass 

Brunsbüttel der meistbefahrene Schifffahrtsknotenpunkt 

in Nordeuropa ist. Er teilte mit, dass die German 

LNG Terminal GmbH das Terminal planen und betreiben 

will. Es ist ein Joint Venture der drei Unternehmen 

Gasnunie LNG Holding B.V., Oiltanking GmbH und Vopak 

LNG Holding B.V. 

In der ersten Ausbaustufe soll eine Tankanlage mit 

220.000 Kubikmetern gebaut werden, so dass ein 

Schiff seine LNG-Ladung komplett löschen kann. In 

dem Chemiepark benötigen Unternehmen heute schon 

800.000 Kubikmeter Erdgas pro Jahr. Deren Verbrauch 

soll in einigen Jahren 1 Milliarde Kubikmeter betragen. 

Hier könnte regasifiziertes LNG die Versorgung sichern. 

Darüber hinaus könnte mit ansässigen Unternehmen 

ein Kälte-Wärmetausch vorgenommen werden. Durch 

die Bahnanbindung könnte LNG per Schiene in Kesselwaggons 

verteilt werden. In einen Waggon passen zwei 

Lkw-Ladungen. Versorgungsbarges könnten bis in den 

Hamburger Hafen fahren und dort Schiffe während der 

Liegezeit versorgen. 

Klimaschutz: Mobilität kann nicht 

geschont werden 

Um die Straßenverkehrsmobilität ging es in einer Diskussionsrunde 

am frühen Nachmittag des zweiten 

Veranstaltungstages. Ministerialrat Frank Bonaldo, Referatsleiter 

Energiewende in der Mobilität, Kraftstoffmärkte 

im Bundeswirtschaftsministerium, eröffnete 

sein Statement mit den Worten: „Die erneuerbare Mobilität 

wird getrieben von der Notwendigkeit des Klimaschutzes. 

Die Mobilität kann nicht geschont werden, 

sie muss mitmachen.“ 

Seinen Angaben zufolge rollen aktuell 50.000 Elektrofahrzeuge 

und 45.000 Plug-In-Hybride auf deutschen 

Straßen. Der Straßenverkehr nehme weiter zu, weil Europa 

weiter zusammenwachse. Er blickte in Richtung 

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14


Aktuelles 

des Jahres 2030. Dann würden sich voraussichtlich 

10 Millionen (Mio.) Elektrofahrzeuge auf deutschen 

Straßen bewegen. Sie würden 22 Prozent des Pkw- 

Bestandes umfassen, aber nur 16 Mio. Tonnen an 

Klimaemissionen einsparen. 70 Mio. Tonnen müssten 

aber eingespart werden. Würden 400 Petajoule (PJ) 

an Biokraftstoffen in Deutschland genutzt, könnten in 

Deutschland 12 Mio. Pkw mit Verbrennungsmotor betrieben 

werden, die ebenfalls 16 Mio. Tonnen an Klimagasen 

einsparen. Zurzeit werden rund 120 PJ an biogenen 

Kraftstoffen pro Jahr verbracht. Das nachhaltige 

Biokraftstoffpotenzial in Deutschland liegt bei rund 

1.300 PJ. „Die Welt der Kraftstoffe wird in Zukunft 

bunt sein, viel bunter als heute“, schloss Bonaldo. 

Erdgas-Steuerbegünstigung: Politik muss 

Langfristrahmen setzen 

Kristina Haverkamp, Geschäftsführerin der Deutschen 

Energie-Agentur (dena), sagte, dass in 2030 etwa 10 

Prozent mehr Pkw und 39 Prozent mehr Lkw auf den 

Straßen fahren werden. Es lägen genügend Optionen 

für emissionsarme Mobilität auf dem Tisch. Die Politik 

müsse nun entscheiden, welche wie zum Zuge kommen 

sollen. Die Hängepartie bei der Steuerbegünstigung 

von Erdgasfahrzeugen über das Jahr 2018 hinaus 

habe dazu geführt, dass in den vergangenen drei Jahren 

der Erdgasfahrzeugbestand in Deutschland jährlich um 

rund 2.000 Fahrzeuge geschrumpft sei. Haverkamp 

gab ein klares Bekenntnis pro Biogas ab, von dem im 

Mobilitätssektor mehr eingesetzt werden müsse. 

„Wir haben ein Umsetzungsproblem. 40 Prozent weniger 

CO 2 

muss Deutschland in 2030 laut EU-Vorgabe erreichen. 

Das ist nur mit einem Systemwechsel erreichbar, 

der in dieser Legislatur eingeleitet werden muss. 

Ohne Einschnitte und Verhaltensänderungen wird es 

nicht gehen“, mahnte Regierungsdirektor Helge Pols 

vom Bundesverkehrsministerium. 

Synthetische 

Kraftstoffe würden für 

Lkw, Schiffe und Flugzeuge 

benötigt. Bei den 

biogenen Kraftstoffen ist 

er skeptisch bezüglich 

dessen, was sie abdecken 

können. Der Wandel 

des Mobilitätssektors 

werde kommen, vom 

Ausland stark vorangetrieben. 

Deutschland müsse diesen Wandel mitgestalten. 

3 Millionen Pkw-Neuwagenzulassungen pro Jahr 

in Deutschland würden für den Systemwechsel jedoch 

nicht reichen. 

Dr. Peter Röttgen, Geschäftsführer des Bundesverbandes 

Erneuerbare Energie e.V., wünschte sich einen 

Fahrplan mit konkreten Zielen für die nächsten 10 bis 

20 Jahre. Die Zielerreichung müsse regelmäßig überprüft 

werden. Ab 2030 sollten in Deutschland nur 

noch emissionsfreie oder emissionsneutrale Neufahrzeuge 

zugelassen werden, wenn das Pariser Klimaziel 

erreicht werden soll. Kfz-Hersteller und Mineralöl- sowie 

Erdgaswirtschaft seien zwei Bereiche, die nicht 

mehr nebeneinander agieren sollten, sondern stärker 

zusammenwirken müssten. Der ewige Henne-Ei-Streit 

im Fahrzeug-Kraftstoff-Konflikt sei obsolet. 

Autor 

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

Redakteur Biogas Journal 

Fachverband Biogas e.V. 

Tel. 0 54 09/90 69 426 

E-Mail: martin.bensmann@biogas.org 

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15

Aktuelles 


LNG: BMVI fördert den Kauf von gasbetriebenen Lkw 

Die anstehende Dekarbonisierung des Verkehrssektors ist in aller Munde. Sowohl in der Politik als auch in der 

Wirtschaft ist die Notwendigkeit eines zeitnahen und in die Zukunft gedachten Umstiegs auf emissionsarme 

bis gar emissionsfreie Energieträger angekommen. Um die Fortschritte und Herausforderungen des Infrastrukturausbaus 

für methanbasierte Kraftstoffe aus konventionellen und erneuerbaren Quellen zu diskutieren, 

versammelten sich am 29. Mai in Düsseldorf etwa 100 Fachexperten aus mehreren europäischen Ländern. 

Von Dipl.-Ing. Alexey Mozgovoy 

LNG-Zapfsäule und ein mit LNG betriebener 

Lkw aus dem Hause Iveco. 

Der internationale Expertenworkshop 

„LNG Roadmap 

– LNG as a driving 

force for cross-border 

cooperation within Europe“, 

der von der EnergieAgentur.NRW 

(EA.NRW) in Kooperation mit dem 

Gas- und Wärme-Institut Essen e.V. 

bereits zum fünften Mal veranstaltet 

wurde, lud zu einer Diskussionsrunde 

Vertreter der Politik, Logistikwirtschaft, 

Erneuerbare-Energien- 

Branche und des Energiesektors ein. 

Wie Dr. Frank-Michael Baumann, 

Geschäftsführer der EA.NRW, in seiner 

Willkommensrede sagte, liefere 

LNG einen Beitrag zur Gestaltung 

sauberer und umweltschonender 

Mobilitäts- und Industriekonzepte. 

„Die Aufgabe der Wirtschaft ist, den 

Umstieg von fossilen Kraftstoffen auf 

biobasierte zu gestalten“, betonte er. 

Verflüssigte methanbasierte Kraftstoffe wie 

Flüssigerdgas (LNG) und Flüssigbiomethan 

(BioLNG) bewiesen sich bereits als Kraftstoffe, 

die für bestimmte Anwendungen, 

wie zum Beispiel Fernverkehr-Lastwagen, 

die einzige technisch und wirtschaftlich 

tragbare Lösung für eine signifikante Emissionssenkung 

seien. Das bestätigte im seinem 

Vortrag auch Dr. Konstantin Krukowski 

vom Bundesministerium für Verkehr und 

digitale Infrastruktur (BMVI). Verglichen 

mit Dieselkraftstoff – bei Anwendung von 

biobasiertem und synthetischem LNG – 

würden die Kohlendioxidemissionen drastisch 

reduziert. 

Obwohl die Projekte zur Erzeugung und 

Anwendung von BioLNG in Deutschland 

sich noch im Entwicklungsstatus befinden, 

werden die ersten Erfahrungen mit dem 

konventionellen LNG an einigen Standorten 

wie in Grünheide, Mannheim oder Ulm 

bereits gesammelt. Der Ausbau der Betankungs- 

und Versorgungsinfrastruktur sowie 

des Fuhrparks für LNG soll in der nahen Zukunft 

auch den Markteintritt von BioLNG 

beschleunigen. Wenige Tage vor dem Workshop 

wurde eine BMVI-Förderrichtlinie veröffentlicht, 

die die Anschaffung von Lkw 

sowohl mit einem CNG- als auch einem 

LNG-Antrieb mit 8.000 beziehungsweise 

12.000 Euro unterstützt, was 40 Prozent 

der Mehrkosten für die alternativen Antriebe 

abdecken soll. 

Niederlande: Biomethan als 

Kraftstoff interessant für 

Beimischquote 

Das Motto „grenzüberschreitende Zusammenarbeit“ 

zog sich wie eine roter Faden 

durch die ganze Veranstaltung. Der Güterund 

auch der Energietransport verbinden 

Nachbarländer und BioLNG tritt dabei 

nicht nur als ein Mittel der Diversifizierung 

des regionalen Energiemarkts auf, sondern 

Foto: Alexey Mozgovoy 

kann auch im grenzüberschreitenden 

Kraftstoffhandel eine besondere Rolle 

spielen. Am Beispiel der Niederlande, 

wo Inverkehrbringer von Kraftstoffen 

verpflichtet sind, eine 8,5 Prozent 

Beimischungsquote für Biokraftstoffe 

zu erfüllen, stellt Biomethan in komprimierter 

und auch verflüssigter 

Form eine attraktive Option dar, da es 

für die Erfüllung der Quotenverpflichtung 

anerkannt wird. 

Für einen deutschen Produzenten 

kann der niederländische Kraftstoffmarkt 

deswegen interessant sein. In 

Deutschland gebe es dagegen für den 

Einsatz von BioLNG momentan wenig 

Spielraum, so Alexey Mozgovoy, 

Vertreter vom Fachverband Biogas 

e.V., in seinem Vortrag. Hier muss die 

Politik noch ihre Hausaufgabe erledigen, 

damit auch für den deutschen 

Kraftstoffmarkt BioLNG zu einem 

bezahlbaren Instrument der Erfüllung der 

THG-Quotenverpflichtung werden kann. 

Viele Fragen des Potenzials von verflüssigtem 

Biomethan im Kraftstoffsektor wurden 

in Düsseldorf aufgeworfen. Es wurde deutlich, 

dass ohne eine engere Einbeziehung 

der Biogasbranche diese Fragestellungen 

nach wie vor offen bleiben werden. Daher 

wird im Rahmen der kommenden Biogas 

Convention, die diesmal vom 13. bis 16. 

November in Hannover stattfindet, eine 

Gesprächsrunde geplant, die sich mit diesen 

Ansätzen etwas intensiver befassen 

soll. 

Autor 

Dipl.-Ing. Alexey Mozgovoy 

Leiter Stabsstelle Kraftstoff und Biomethan 


Tel. 030/27 58 179 23 

E-Mail: alexey.mozgovoy@biogas.org 

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Aktuelles 


Von links: Günther Gschoßmann 

(Proemtec), Michael Sporys (SHP 

Services GmbH), Manuela Vanni 

(1. Bürgermeisterin Peißenberg), 

Hubert Kohler (Holzner Druckbehälter 

GmbH), Prof. Raimund 

Brotsack (MicroPyros GmbH). 

Foto: Fachverband Biogas e.V. 

Start-up mit 5 Billiarden 

Mitarbeitern 

Peißenberg – Sie sind im Auftrag des Herrn unterwegs. 

So zumindest kolportierte es der Geschäftsführer der 

Firma MicroPyros GmbH, Prof. Dr. Raimund Brotsack, 

bei der Vorstellung der neuen Power-to-Gas-Anlage 

Ende April im oberbayerischen Peißenberg. Denn 

schließlich habe kein Geringerer als Papst Franziskus 

erklärt: „Die Dekarbonisierung ist das Zukunftsprojekt 

Nr. 1 der Menschheit.“ Und nichts anderes ist das Ziel 

der Power-to-Gas-Technologie: die Reduktion der Kohlendioxidmengen 

in der Atmosphäre. 

Auf dem Gelände der Firma Holzner Druckbehälter 

GmbH steht ein haushoher Container, in dem die gesamte 

Technik untergebracht ist. An diesem nasskalten 

Apriltag wird die Anlage noch im Probebetrieb vorgestellt 

– zwei Monate später soll sie dann umziehen ins 

benachbarte Schongau, wo eine Bioabfallanlage steht. 

Die Grundidee klingt so einfach wie genial: Aus Überschussstrom 

wird in einem Elektrolyseur Wasser in 

Wasserstoff und Sauerstoff gespalten. Parallel wird 

das bei der Vergärung in Biogasanlagen entstehende 

Rohbiogas mit dem enthaltenen CO 2 

und CH 4 

(Methan) 

gemeinsam mit dem Wasserstoff aus dem Elektrolyseur 

der biologischen Methanisierung zugeführt. Aus 

einem Teil CO 2 

und vier Teilen H 2 

entsteht hier CH 4 

und 

zweimal H 2 

O (Wasser). Das Methan kann anschließend 

ins Erdgasnetz eingespeist und an geeigneter Stelle zu 

Strom und Wärme umgewandelt werden. 

Rund 5 Billiarden Mikroorganismen aus der Familie der 

Archaeen leben in dem Fermenter und tun das, was 

sie seit Millionen von Jahren tun: methanisieren. „Die 

Archaeen arbeiten sehr gründlich und effizient“, betont 

Raimund Brotsack. „Der Wirkungsgrad liegt bei 80 Prozent.“ 

Oder, anders ausgedrückt: vier Fünftel des Energiegehalts 

der Ausgangsstoffe finden sich im Methan 

wieder. Der Rest ist Wärme und wird zur Beheizung der 

Fermenter verwendet. 

Das Interesse an der Technik ist groß an diesem 26. 

April – nicht ganz zufällig der Jahrestag der Reaktorkatastrophe 

in Tschernobyl vor 32 Jahren. Etwa 80 

Personen sind der Einladung nach Peißenberg gefolgt. 

Darunter Georg Funk aus dem bayerischen Wirtschaftsministerium, 

Gemeinderäte, die Bürgermeisterin von 

Peißenberg, Journalisten und Vertreter interessierter 

und beteiligter Unternehmen – unter anderem die Holzner 

Druckbehälter GmbH, Boreas energy unlimited, 

SHP Services GmbH für die Mess- und Regeltechnik, 

Proemtec als Elektrolyseur-Lieferant und natürlich das 

Start-up-Unternehmen MicroPyros, das für die Anlagen- 

und Projektplanung sowie die mikrobiologische 

Verfahrenstechnik verantwortlich ist. Die Finanzierung 

wurde vom bayerischen Wirtschaftsministerium und 

den beteiligten Unternehmen gedeckt. 

Ende 2012 wurde die MicroPyros GmbH in Straubing 

gegründet mit dem Ziel, Energie speicherbar zu machen. 

Aus der anfänglichen Laborphase, in der die 

geeigneten Mikroorganismen gesucht und gefunden 

wurden, ging es bald in die Technikphase. 2014 wurde 

die erste Anlage gebaut. Vier Jahre später soll nun die 

erste Anlage in der Praxis getestet werden, mit einer 

Leistung von 250 Kilowatt elektrisch auf der Bioabfall- 

Vergärungsanlage in Schongau. Ab 2020, so das Ziel 

des Unternehmens, könnten dann jedes Jahr zehn Anlagen 

gebaut und verkauft werden. 

Text: Andrea Horbelt 


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Aktuelles 


Innovationen aus Wissenschaft und 

Wirtschaft konzentriert präsentiert 

In diesem Jahr fand der Biogas-Innovationskongress zum elften Mal statt. Wie in jedem 

Jahr war das Zentrum für Umweltkommunikation der Deutschen Bundesstiftung Umwelt 

Ort der Veranstaltung. Der thematische Bogen spannte sich von der Optimierung der 

Prozessbiologie, der Anlagenüberwachung, Gasaufbereitung, Stickstoffentfrachtung von 

Wirtschaftsdüngern bis hin zur Gärrestaufbereitung. 


Michael Horper 

Michael Horper, Präsident des Bauernund 

Winzerverbandes Rheinland-Nassau 

e.V. und Vorsitzender des Fachausschusses 

für Erneuerbare Energien/ 

Nachwachsende Rohstoffe im Deutschen 

Bauernverband, sagte in seinem Begrüßungsstatement, 

dass die deutsche Bundesregierung in Sachen 

Klimapolitik nicht konsequent genug sei. In der 

gescheiterten Jamaika-Koalition hätte er größere Chancen 

für die Energiewende gesehen. Nach seinen Worten 

könne die Energiewende nur mit Biogas gelingen. 

Er wünscht sich einen moderaten Zubau innovativer 

Anlagen. Bestehende 

Anlagen müssten auch 

nach ihrer EEG-Laufzeit 

zur Systemstabilität beitragen. 

In der Deckelung 

der Flexprämie sieht er 

einen großen Hemmschuh. 

Diese Deckelung 

müsse abgeschafft 

werden oder zumindest 

müsse der Deckel erhöht 

werden. Horper sprach 

sich insbesondere für 

die Vergärung von Gülle 

und Mist aus, deren Umfang 

ausgeweitet werden 

müsse. Für den Deutschen 

Bauernverband 

sei die Güllevergärung 

eine der wichtigsten 

Maßnahmen zur Reduzierung 

der Treibhausgasemissionen 

in der Landwirtschaft. 

„Die aktuellen Rahmenbedingungen stehen der Wirtschaftsdüngervergärung 

in größerem Maßstab leider 

entgegen. Die 75-kW-Anlagen sind zu klein. Wir 

brauchen eine Vergütungsklasse für Anlagen bis 150 

kW installierte elektrische Leistung mit Abstufungen 

Fotos: Martin Bensmann 

in der Vergütung. Außerdem brauchen wir mehr Ausschreibungstermine 

für Bestands- und Neuanlagen 

zusätzlich zu dem September-Termin“, forderte der 

Verbandsvertreter. 

Weidelgras liefert viel Cobalt 

Dr. Benedikt Sauer von der Georg-August-Universität 

in Göttingen berichtete von einer Forschungsarbeit, in 

der die Anreicherung von Cobalt und Nickel in Kulturpflanzen 

untersucht wird. Die beiden Spurenelemente 

sind wichtig im Gärprozess von Biogasanlagen, 

die hohe Energiepflanzenanteile wie Mais einsetzen. 

Zurzeit werden diese Spurenelemente in Afrika unter 

prekären sozialen Zuständen abgebaut. Aber auch die 

Umweltschäden sind immens. Zudem verursachen die 

Spurenelemente hohe Betriebskosten in den Biogasanlagen. 

Wie die Versuchsergebnisse zeigen, ist es im Laborfermenter 

problemlos möglich – bei einer Raumbelastung 

von 5 Gramm organische Trockensubstanz pro Liter 

Gärvolumen und Tag – mittels einer Mischung aus 30 

Prozent Weidelgras und 70 Prozent Maissilage auf einen 

großen Teil der Spurenelementadditive zu verzichten. 

Laut Dr. Sauer läuft zurzeit noch ein Versuch, in 

dem gezeigt wird, ob nicht sogar lediglich ein Viertel 

der sonst üblichen Cobaltmenge, ohne alle weiteren 

im Additiv vorhandenen Elemente, ausreicht, um eine 

spurenelementreiche Energiepflanzenmischung (30 

Prozent) mit Maissilage (70 Prozent) bei vorstehend 

genannter Raumbelastung aufrecht zu halten. 

Am wenigsten geeignet zur Spurenelementversorgung 

mit Cobalt und Nickel sind Sommerackerbohnen, einjährige 

Blühmischungen und Amarant, wie Dr. Sauer 

nachweisen konnte. So scheint es auch nicht verwunderlich, 

dass in einem Forschungsprojekt der Bayerischen 

Landesanstalt für Landwirtschaft, das von Mathias 

Hartel vorgestellt wurde, die Mischung 70 Prozent 

Mais und 30 Prozent Amarant prozessbiologische Störungen 

zeigte. Neben dem Cobaltmangel soll auch ein 

Natriummangel die Probleme mit verursacht haben. 

20


Aktuelles 

Biogas-Innovationspreise 2018 verliehen 

Den diesjährigen Biogas-Innovationspreis der 

Deutschen Landwirtschaft haben in der Kategorie 

Wissenschaft der emeritierte Prof. Dr. Günter 

Busch, der ehemals an der Brandenburgischen 

Technischen Universität Cottbus geforscht und 

gelehrt hat, und Dr. Marco Burkhardt, der seit Anfang 

2006 akademischer Mitarbeiter am Lehrstuhl 

Abfallwirtschaft der BTU Cottbus ist und sowohl 

im Bereich der Lehre und Forschung arbeitet, erhalten. 

Das Preisgeld in Höhe von 10.000 Euro hat 

die Landwirtschaftliche Rentenbank zur Verfügung 

gestellt. Leider ist der Lehrstuhl von Prof. Busch 

nicht besetzt und scheint nicht fortgeführt zu werden. 

Schade, dass eine solche Exzellentforschung 

nicht weiter betrieben wird. 

Die beiden Wissenschaftler haben den Preis für ihre 

Forschung an einer biologischen Methanisierung 

von Kohlendioxid und Wasserstoff mittels einer 

anaerob-bioreaktiven permeablen Wand erhalten. 

Die Edukte werden bei dem Verfahren mithilfe 

Von links: Dr. Marco 

Burkhardt, Michael 

Horper vom Deutschen 

Bauernverband, der 

die Urkunden verliehen 

hat, und Prof. Dr. 

Günter Busch. 

eines Differenzdrucks durch einen 

Biofilm aus immobilisierten oder angeschwemmten 

Methanbildnern geführt, 

der sich auf einem permeablen 

Stützgerüst, wie zum Beispiel auf der 

Oberfläche eines Sintermaterials, befindet. 

Die durch den Differenzdruck 

vorgegebene Transportrichtung der 

Edukte und des Produktes verhindert eine Rückvermischung 

derselben. Der Umsatz der Edukte 

bleibt dabei permanent hoch und bewegt sich in 

der Größenordnung des initialen Umsatzes der 

biologischen Methanisierung im Rieselbettreaktor 

oder in der gerührten Suspension. 


Von links: Dr. Tommaso 

Pirani, Andrea Lanzi, 

Italiano Babini, 

Günther Stocker (alle 

vier von Bietifin) und 

Michael Horper. 

Den Innovationspreis in der Kategorie Wirtschaft 

hat Günther Stocker von der italienischen Firma 

Bietifin S.r.l. erhalten. Das Unternehmen hat den 

sogenannten BioBeta ® Sediment Check entwickelt. 

Mit dem Check ist es möglich, bei jedem Gärbehälter 

ein aussagekräftiges 

Beprobungsraster 

festzulegen. 

Beim Beprobungsraster 

wird die Probenzahl 

aufgrund eines begrenzenten Zeitfensters von zwei 

bis drei Stunden optimiert. Bei der Ausführung des 

Semiment Check vor Ort wird nach einigen vorbereitenden 

Arbeiten mit dem Austausch eines 

Schauglases begonnen. Jede unterschiedliche 

Art von Schauglas wird durch eine eigene spezielle 

Vorrichtung ersetzt. Eine drehbare Öffnung im 

Schauglas kann ein beliebig verlängerbares Rohrsystem 

zur Einführung eines eigens entwickelten 

Probennehmers aufnehmen. Durch eine aktiv verschließbare 

Vorrichtung können an verschiedenen 

Punkten Proben von abgelagerten Schlämmen 

genommen werden. 

Um die Höhe der Sedimente zu ermitteln, wird 

die Länge eines feinen Drahtseiles gemessen, 

das zudem ermöglicht, den Probennehmer vertikal 

oder horizontal zu bewegen. Anhand von 

Berechnungen kann die Höhe der Ablagerungen 

gemessen werden. Mit dem kompletten Ergebnis 

des Sediment Check lassen sich die Zeitdauer 

und die Kosten einer Reinigung viel besser abschätzen. 

Der wirtschaftliche Einfluss geringer 

Mengen an biologisch inaktiven Ablagerungen 

wird eindeutig erhoben und sollte deshalb zum 

ausschlaggebenden Grund einer Fermenterreinigung 

werden. 

Mit Branntkalk gegen Stickstoff 

Prof. Dr.-Ing. Christof Wetter von der FH Münster in 

Steinfurt berichtete über das sogenannte Poultry-profit- 

Projekt, in dem die Stickstoffentfrachtung und Hygienisierung 

von Geflügelmist untersucht wurde. „In einem 

mehrstufigen, geschlossenen Prozess wird organischen, 

stickstoffhaltigen Reststoffen Branntkalk zudosiert. Der 

Branntkalk reagiert mit dem enthaltenen Wasser in einer 

stark exothermen Reaktion zu Calciumhydroxid. Die 

Erwärmung und die Anhebung des pH-Wertes bewirken 

eine Verschiebung des Ammonium-Ammoniak-Gleichgewichts 

zum Ammoniak“, sagte der Wissenschaftler. 

21

Aktuelles 


Dr. Benedikt Sauer 

Das gasförmige Ammoniak wird über die im Kreislauf 

geführte Prozessluft ausgetragen. Durch die im Kreislauf 

eingebauten Staubabscheider und sauren Wäscher 

wird die Prozessluft regeneriert und kann erneut in den 

Prozess zurückgeführt werden. Im sauren Wäscher wird 

dabei das Ammoniak mit einer schwefelsauren Lösung 

ausgewaschen. Die entstandene 

Ammoniumsulfatlösung 

(ASL) kann als Mineraldüngerersatz 

in Landwirtschaft und 

Gartenbau verwendet werden. 

Laut Wetter haben die Untersuchungen 

gezeigt, dass die 

freigesetzte Menge an Ammoniak 

im Wesentlichen vom Substrat, 

der zugegebenen Menge 

Branntkalk und von der Verweilzeit 

abhängt. So seien Ammoniumreduktionen 

von bis zu 70 

Prozent bei Hühnertrockenkot 

und Putenmist unter Zugabe 

von 8 Prozent Branntkalk erzielt 

worden. Dabei habe sich 

der Hühnertrockenkot (HTK) 

innerhalb von weniger als 5 Minuten 

auf über 80 Grad Celius 

erhitzt. 1,2 Tonnen Hühnertrockenkot 

sollen hinsichtlich des 

Gasertrages eine Tonne Mais 

ersetzen können. Kosten von 

unter 13 Euro pro Tonne sollen erreichbar sein. Der 

Phosphor bleibt nach Wetters Angaben am Kalk in einer 

pflanzenverfügbaren Form gebunden. 

Stickstoffreiche Gärsubstrate 

psychrophil vergären 

Ein anderer Weg zur Stickstoffeleminierung von Geflügelmist 

wird im Tlow-Verfahren der AEV Energy GmbH 

beschritten, das von Geschäftsführer Alfons Himmelstoß 

vorgestellt wurde. Die Vergärung von HTK findet 

nicht bei mesophilen, sondern psychrophilen Temperaturbedingungen 

statt. Denn das Ammonium-Ammoniak-Gleichgewicht 

ist abhängig von der Temperatur und 

dem pH-Wert. Es verschiebt sich laut Himmelstoß bei 

gleichbleibendem pH-Wert mit sinkender Temperatur 

in Richtung Ammoniumstickstoff. 

„Um bei sinkender Temperatur einen gleichbleibenden 

Gasertrag zu erhalten, muss der Fermenter entsprechend 

vergrößert werden. Bei einer angedachten Gärtemperatur 

von 25 Grad Celsius entspricht das einer 

Vergrößerung des Faulraums um den Faktor 1,5“, erläuterte 

der Entwickler. Durch die Absenkung der Gärtemperatur 

werde die Konzentration des hemmenden, 

nicht dissoziierten Ammoniaks gesenkt. Bei der psychrophilen 

Vergärung sei deutlich weniger Prozesswasser 

zur Senkung der NH 3 

-Konzentration nötig, als bei der 

mesophilen. 

Prof. Dr. Christof Wetter 

Das ausgegorene Substrat wird einer Filterbandpresse 

zugeführt, die in der ersten Stufe ohne und in der 

zweiten Stufe mit einem Flockungsmittel betrieben 

wird. Dadurch kann der Trockensubstanzgehalt (TSG) 

in der flüssigen Phase auf unter 2 Prozent abgesenkt 

werden. Der TSG in der festen Phase kann auf 22 bis 

38 Prozent eingestellt werden. Die abgetrennte flüssige 

Phase (Permeat) wird einer Nitrifikations-/Denitrifikationsanlage 

(Kläranlage) zugeleitet. Das stickstoffarme 

Permeat wird später im Fermenter zum HTK zur Verdünnung 

zugemischt. 

Prof. Dr. Wiktoria Vith von der Hochschule Flensburg 

stellte ein Projekt zur Gärdüngerentsorgung mithilfe 

des Belebtschlammverfahrens vor. Diese Reinigungsanlage 

befindet sich auf der Biogasanlage in Schuby in 

Schleswig-Holstein. Die Gärreste mit 2 bis 4 Prozent 

TSG werden mittels Dekanter und Flockungsmittel behandelt, 

sodass eine feste und eine flüssige Fraktion 

entsteht. Der TSG im Feststoff liegt bei 30 bis 37 Prozent. 

Die flüssige Fraktion wird einem Belebungsbecken 

zugeführt, in dem die Nitrifikation und Denitrifikation 

stattfinden. Das Becken wird mit Unterbrechungen 

belüftet. In den Deni-Zeiten wird eine leicht verfügbare 

Kohlenstoffquelle zudosiert. Zur Phosphor-Reduktion 

findet eine simultane P-Fällung mit Eisensalzen statt. 

Autor 




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22


Aktuelles 

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23

Aktuelles 


Ifat 2018: Internationales Interesse 

an deutscher Biogastechnik 

Auch der Fachverband 

Biogas e.V. war in diesem 

Jahr mit einem Stand auf der 

Ifat vertreten, der Teil des 

Gemeinschaftsstandes mit 

Mitgliedsfirmen war. 

München – Die Stimmung unter den ausstellenden Firmen 

auf der Ifat 2018 war gut. In Halle A4, wo die meisten 

Unternehmen aus dem Bereich Biogas vertreten waren, 

herrschte reges Treiben. Obwohl sehr viel Englisch 

geredet wurde auf den Ständen und in den Gängen, war 

nach Einschätzung vieler Firmen die Nachfrage aus 

Deutschland größer als aus dem Ausland. 

„Wir haben in Deutschland bei der biogenen Abfallverwertung 

einen konstanten Zubau von fünf bis zehn Anlagen 

pro Jahr“, sagte Rolf Liebeneiner von der Bekon 

GmbH. Seit zwei Jahren ist Bekon Teil der Eggersmann 

Gruppe. Gemeinsam bieten die Geschäftspartner nun 

Komplettpakete als Generalunternehmer an. Auf der 

Messe haben sie ihren Gärrestmischer ausgestellt – 

eine Maschine zur Aufbereitung der ausgegorenen Substrate 

der Trockenfermentation, die zwischen der Garage 

und der Kompostierung eingesetzt wird. 

Die BTA International GmbH zeigte sich zufrieden 

mit dem Messeverlauf und „einigen werthaltigen 

Gesprächen“ – weniger mit der Gesamtsituation der 

Branche. „Der Wettbewerb wird größer, seit auch originär 

landwirtschaftliche Anlagen in den Abfallmarkt 

vordringen“, erklärte Stephan Schulte. Und mit der 

grundsätzlich begrüßenswerten Entwicklung zu mehr 

Getrenntsammlung verliere die BTA ihr 

Alleinstellungsmerkmal mit dem standardisierten 

Paket mit vorgeschalteter Aufbereitung. 

Als Neuling auf der Ifat war die Biogastechnik 

Süd mit einem kleinen Stand vertreten – 

und konstatierte viel mehr Messegeschäft 

als erwartet. Neben deutschen Besuchern 

kamen vor allem Gäste aus China, Irland 

und der Türkei vorbei und informierten sich 

unter anderem über den Gärrestverdampfer, 

den Biogastechnik Süd als neues Produkt 

auf der Messe vorgestellt hat. „Seit der neuen 

Düngeverordnung ist die Maschine sehr 

begehrt“, sagte Vertriebsleiter Dirk Gutt. 

Durch den Entzug von Ammoniumstickstoff 

entspanne sich die Düngebilanz für den Landwirt. 

Kaum Bewegung gibt es bei den Prozesshilfsstoffen. 

Betreiber von Biogasanlagen setzen diese in der Regel 

von Beginn an ein und wechseln den Anbieter dann 

auch nicht mehr, berichtete ein Vertreter der Friedmann 

Mikronährstoffe GmbH. Im laufenden Betrieb 

kämen nur Betreiber mit akuten Problemen – oder Ausländer. 

Hier gewinnt die „Ergänzungsnahrung“ für die 

Mikroorganismen erst allmählich an Bedeutung. Interessant 

sei zum Beispiel eine Anfrage aus Korea, wo 

eine Anlage mit einem Durchlauf von 400 Tonnen pro 

Tag entsteht. 

Die Fliegl Agrartechnik GmbH beobachtet ein anderes 

asiatisches Land mit großem Interesse: der 5-Jahres- 

Plan der chinesischen Kommunistischen Partei sieht 

einen massiven Ausbau der energetischen Verwertung 

von organischen Abfällen, Gülle und Mist vor. „In Asien 

liegt die Zukunft“, ist man sich bei Fliegl sicher. 

Insgesamt kamen 141.000 Messebesucher an den 

fünf Tagen zur Weltleitmesse für Wasser, Abwasser, Abfall- 

und Rohstoffwirtschaft nach München – und damit 

4 Prozent mehr als zur letzten Ifat 2016. 

Text: Andrea Horbelt 



24


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Aktuelles 

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25

Foto: DLG 

„Biogas und Artenreichtum? Super!“ 

Auch dieses Jahr war der Fachverband Biogas e.V. auf den DLG-Feldtagen in Bernburg-Strenzfeld vertreten. 

Neben Düngeversuchen mit Gärprodukten wurden verschiedene alternative Energiepflanzen gezeigt. 

Von Dennis Schiele 

Versuchsparzellen zum Thema Wildpflanzenanbau 

als Energiepflanzen-Alternative 

Stand des Fachverbandes Biogas e.V. 

auf den diesjährigen DLG-Feldtagen. 

Fotos: LWG 

Auf insgesamt zehn Versuchsparzellen 

konnten sich die Besucher 

über die Pflanzenvielfalt, 

die Biogas mit sich bringen 

kann, informieren. Das absolute 

Highlight für die interessierten Besucher 

war die Faserhanfmischung der Bayerischen 

Landesanstalt für Wein- und Gartenbau 

(LWG), die aus einer Vielzahl verschiedenster 

Wildpflanzen besteht. Auch das 

Wetter hatte sehr gut mitgespielt, um die 

Artenvielfalt von Biogas zu demonstrieren – 

zahlreiche Insekten hatten die Parzellen 

vom ersten Tag an gut angenommen. 

Mit Dominik Kretzer (LWG) konnte das 

Team am Stand auf einen absoluten Experten 

bezüglich der Wildpflanzenmischung 

direkt vor Ort zurückgreifen. Er gab den 

Besuchern sehr detaillierte Antworten auf 

Fragen rund um die artenreiche Pflanzenmischung. 

Neben Steinklee, Salbei, Färberkamille 

und Nachtkerze war besonders die 

blühende Eselsdistel sehr sehenswert und 

lockte viele interessierte Besucher an. 

Die Artenvielfalt der Versuchsparzelle des 

Fachverbandes wurde von den Besuchern 

mit großem Interesse wahrgenommen. Interessierte, 

die nicht direkt in der Biogasbranche 

tätig sind, sagten: „Biogas und 

Artenreichtum? Super!“. Aber auch Biogasanlagenbetreiber, 

die direkt ein kleines Samentütchen 

als Geschenk mit nach Hause 

nahmen, waren von den Blühmischungen 

angetan. Außerdem konnten sich die Besucher 

des Fachverbandstands von der hervorragenden 

Düngewirkung von Gärprodukten 

überzeugen. Dabei gab es zwei Maisparzellen 

– eine gedüngt, eine ungedüngt. Die 

gedüngte Parzelle konnte einen deutlich 

größeren Pflanzenwuchs aufweisen und die 

Düngewirkung von Gärprodukten anschaulich 

zeigen. Auch für diese zwei Parzellen 

waren Experten für Fragen direkt vor Ort. Als 

Mitaussteller standen Kollegen der Bundesgütegemeinschaft 

Kompost (BGK) an allen 

Tagen für Besucher zur Verfügung. 

Auf einer weiteren Parzelle stand die Biogasmischung 

90 der Saaten-Zeller GmbH. 

Die Mischung zeichnet sich durch schnellwüchsige 

Arten aus und kann hohe Biomasserträge 

für die Biogasproduktion liefern. 

Bei geringem Arbeitsaufwand und Pflanzenschutz 

wirkt sich die Mischung positiv 

auf den Schutz von Insekten, Vögeln und 

Wildtieren aus. 

Ein Vorteil waren auch die Experten vom 

Energiepark Hahnennest, die am Nachbarstand 

vertreten waren. Bei den Biogasanlagenbetreibern 

ist aktuell die Durchwachsene 

Silphie in aller Munde. Für Fachfragen 

konnten wir also direkt an die Experten 

verweisen. An dieser Stelle möchten wir 

uns bei allen Besuchern für die spannenden 

Gespräche bedanken. Des Weiteren bei 

unserem Mitaussteller, der Bundesgütegemeinschaft 

Kompost e.V., und allen Experten 

vor Ort am Stand. 

Autor 

Dennis Schiele 

Fachreferent Mitgliederservice 


26


Aktuelles 

28. BIOGAS Convention 

13. bis 16. November 2018 in Hannover 

Die BIOGAS Convention findet am 14. und 15. November 2018 zum zweiten Mal in Hannover im Rahmen 

der EnergyDecentral / EuroTier mit großer BIOGAS Fachausstellung statt. Zwei Tage Konferenz, vier Tage 

Messe und ein Tag Lehrfahrt bieten den Teilnehmern ein abwechslungsreiches Programm. 

Die BIOGAS Convention startet 

am 14. November im Tagungsbereich 

2 der Hannover Messe. 

Im deutschsprachigen Teil 

werden Zukunftskonzepte für 

Biogasanlagen (u. a. Ausschreibungen, innovative 

Anlagenkonzepte), Aktuelles rund 

um Düngung & Hygiene (u. a. Verhalten 

im Seuchenfall) und Entwicklungen beim 

Gewässer- und Emissionsschutz (TRwS 

793-1, TA Luft und TRAS 120) aufgegriffen. 

Das englische Angebot umfasst Erfahrungsberichte 

aus verschiedenen Ländern, 

eine Paneldiskussion zur weltweiten Situation 

bei Biogas in Kooperation mit der GIZ 

(Deutsche Gesellschaft für Internationale 

Zusammenarbeit) und schließt mit den politischen 

Entwicklungen in Europa. Im Anschluss 

finden die Mitgliederversammlung 

und am Abend die beliebte Abendveranstaltung 

in der Münchner Halle statt. 

Der zweite Vortragstag, der 15. November, 

steht im Zeichen der Workshops, unter 

anderem zu den Themen: Recht – wie es 

Sie weiterbringt, Düngen mit Gärprodukten 

(dt. und engl.), Emissionsvermeidung 

an BHKW, Innovationen, Biomethan (dt. 

und engl.). Ein besonderer Workshop in 

Kooperation mit dem LEE Niedersachsen 

wird sich der Sektorenkopplung und 

regionalen Versorgungsmodellen widmen. 

Abgerundet wird die BIOGAS Convention 

durch die beliebte Lehrfahrt zu Biogasanlagen 

in der Region Hannover am Freitag, 

dem 16. November. 

Auf der parallel stattfindenden Fachmesse 

EnergyDecentral (13. bis 16. November) 

ist der Gemeinschaftsstand des Fachverbandes 

Biogas mit dem BIOGAS-Treff, seinen 

Experten und Mitgliedsunternehmen 

in Halle 25 präsent. Im Ausstellerforum 

bieten der Fachverband Biogas und die 

DLG gemeinsam Kurzvorträge zum Thema 

„Vergärung in Güllekleinanlagen“ an. 

Das Programm und der Ticketshop werden 

bis August fertiggestellt und sind dann 

online unter www.biogas-convention.com 

abrufbar. 

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» Leitthemen: 

Sicherheit, Effizienz, Recht, 

EEG, Gärprodukte, Abfallvergärung, 

Netz anschluss, 

Repowering, Zukunftsprojekte 

» Biogas weltweit: 

Substrate, Technologien, 

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Weltweit größter Treff der Biogasbranche. 

Mit großer Biogas Fachausstellung in der EnergyDecentral. 

Programm und Anmeldung: www.biogas-convention.com 

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27

praxis / Titel 


Biomethan 

Nur zwei neue 

Einspeiseanlagen 

im Jahr 2017 

Der Neubau von Anlagen, die Biomethan ins Erdgasnetz einspeisen, hat im 

vergangenen Jahr seinen bisherigen Tiefpunkt erreicht. Er bewegt sich auf dem 

Niveau von 2006, als die ersten beiden Einspeiseanlagen in Betrieb genommen 

wurden. Erstmals seit acht Jahren ist die Zubauzahl wieder einstellig. 


28



Im Jahr 2017 wurden nur noch zwei neue Anlagen, 

die Biomethan ins Erdgasnetz einspeisen, in 

Betrieb genommen (siehe Abbildung 1). Das sind 

acht Anlagen weniger als in 2016. Damit setzt 

sich die 2013 begonnene Talfahrt weiter fort. 

Ende 2017 speisten 195 Anlagen Biomethan in das 

deutsche Erdgasnetz ein. Die neu errichtete Rohgasaufbereitungskapazität 

erreichte im vergangenen Jahr 

2.800 Normkubikmeter pro Stunde (siehe Abbildung 

2). Die beiden Anlagen wurden in Niedersachsen und 

Sachsen-Anhalt errichtet. Insgesamt verteilen sich die 

Anlagen auf die Bundesländer wie folgt: 

Niedersachsen: 31 (+1) 

Sachsen-Anhalt: 32 (+1) 

Bayern: 18 

Brandenburg: 24 

Hessen: 13 

Nordrhein-Westfalen: 14 

Mecklenburg-Vorpommern: 16 

Sachsen: 13 

Baden-Württemberg: 13 

Thüringen: 9 

Schleswig-Holstein: 4 

Rheinland-Pfalz: 5 

Berlin, Saarland, Hamburg: je 1. 

Die beiden Einspeiseanlagen verfügen über jeweils 

eine Rohgasaufbereitungskapazität von 1.400 Normkubikmetern 

pro Stunde. Die Rohgasaufbereitungskapazität 

beträgt in Summe für das zurückliegende Jahr 

2.800 Normkubikmeter pro Stunde. Sie liegt damit 

9.400 Normkubikmeter niedriger als in 2016. Die gesamte 

in Deutschland errichtete Rohgasaufbereitungskapazität 

stieg bis Ende 2016 auf 204.665 Normkubikmeter 

pro Stunde an. 

Von den 2017er Einspeiseanlagen vergären beide nachwachsende 

Rohstoffe (NawaRo). Eine der Anlagen reinigt 

das Rohgas mit 

der Membrantechnik, 

die andere setzt eine 

physikalische Wäsche ein. 

Bei einer durchschnittlichen 

jährlichen Laufzeit von rund 8.500 

Stunden können die 195 am Erdgasnetz befindlichen 

Anlagen 1,73 Milliarden (Mrd.) Kubikmeter Rohbiogas 

verarbeiten. Setzt man einen Methangehalt des Rohbiogases 

von durchschnittlich 55 Prozent an, weil die überwiegende 

Zahl der Anlagen nachwachsende Rohstoffe 

vergärt, so können jährlich theoretisch rund 956 Millionen 

Kubikmeter Biomethan ins deutsche Erdgasnetz 

eingespeist werden. Das entspricht etwa 13,5 Prozent 

des 2017 in Deutschland geförderten Erdgases. 

Die heimische Erdgasförderung ist in 2017 um 8,4 

Prozent auf 71 Mrd. Kilowattstunden (kWh) zurückgegangen. 

Bezogen auf den Erdgasverbrauch in Deutschland 

im vergangenen Jahr stammt aus Biomethan 1 

Prozent. Die aktuelle Produktionsmenge reicht zudem, 

um rund 2,7 Millionen deutsche Haushalte (Verbrauch 

von 3.500 kWh Wärme pro Jahr) mit Biomethan voll 

zu versorgen. 

Ausblick: Der Zubau von Biomethaneinspeiseanlagen 

wird 2018 voraussichtlich im einstelligen Bereich bleiben. 

Eine Anlage war im April in Betrieb gegangen, 

zwei weitere Anlagen befanden sich im Juni noch im 

Probebetrieb. Eventuell wird bis zum Jahresende die 

200er-Marke erreicht. 

2017 stieg Erdgasverbrauch an 

Der Erdgasverbrauch in Deutschland nahm 2017 laut 

AG Energiebilanzen um voraussichtlich gut 6 Prozent 

auf 3.231 Petajoule (das entspricht 995 Mrd. kWh 

oder 99,5 Mrd Kubikmeter Gas) zu. Dieser Zuwachs 

wurde von verschiedenen Faktoren verursacht: Haupt- 

Abbildung 1: Entwicklung der Zahl der Biomethaneinspeiseanlagen in Deutschland, jährlicher Zubau seit 2006 

35 

30 

25 

20 

15 

Foto: fotolia_vschlichting 

10 

5 

0 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

Quelle: Fachverband Biogas e.V., Stand: 20. Juni 2018 

29



Abbildung 2: Entwicklung der Rohgasaufbereitungskapazität in Nm 3 /h in Deutschland, 

jährlicher Zubau seit 2006 und kumuliert 

250.000 

200.000 

150.000 

100.000 

50.000 

0 

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

Quelle: Fachverband Biogas e.V., Stand: 20. Juni 2018 

Jährl. Zubau d. Rohgasaufbereitungskapazität in Nm³/h 

Kumulierter Zubau d. Rohgasaufbereitungskapazität 

grund war der Mehreinsatz von Erdgas in 

den Kraftwerken der Stromversorger zur 

Strom- und Wärmeerzeugung. Der sich 

zugunsten von Erdgas verbesserte Preis- 

Spread zu anderen Energieträgern und die 

hohe Effizienz des Erdgaseinsatzes bei der 

gekoppelten Erzeugung von Wärme und 

Strom ließen die Nutzung von Erdgas in der 

Strom- und Wärmewirtschaft das zweite 

Jahr in Folge steigen. Der Anteil des aus 

Erdgas erzeugten Stroms bezogen auf die 

Bruttostromerzeugung in Deutschland 

wuchs um knapp einen Prozentpunkt auf 

13,2 %. Das entspricht einem Anstieg von 

6,4 % im Vergleich zum Vorjahreswert. 

Für die Wärmeerzeugung in den Heiz- und 

Heizkraftwerken wurde 2017 ebenfalls 

mehr Erdgas eingesetzt. Auch die Industrie 

setzte mehr Erdgas in ihren eigenen Kraftwerken 

zur gekoppelten Strom- und Wärmegewinnung 

ein. 

Im Bericht der AG Energiebilanzen wird 

weiter ausgeführt: „Der Anteil von Erdgas 

am gesamten Primärenergieverbrauch stieg 

verglichen mit 2016 um einen Prozentpunkt 

auf 23,8 Prozent im Jahr 2017. Während 

der Erdgasabsatz im Jahr 2017 das 

Vorjahresniveau um 6,2 Prozent übertraf, 

nahm das Erdgasaufkommen (inländische 

Förderung plus Einfuhr) in Deutschland gegenüber 

dem Vorjahr um 15,3 Prozent auf 

1.366 Mrd. kWh zu. Gut 5 Prozent des Erdgasaufkommens 

in Deutschland stammten 

aus inländischer Förderung, knapp 95 Prozent 

wurden importiert. 

Die inländische Förderung sank um 8,4 

Prozent auf 71 Mrd. kWh. Die Erdgasimporte 

Deutschlands wuchsen um knapp 17 

Prozent. Die Erdgasexporte 

Deutschlands nahmen 

ebenfalls deutlich 

um 45,5 Prozent zu. In 

diesen Mengen sind erhebliche 

Transitmengen 

enthalten. Erdgasim- und 

-exporte lassen sich kaum 

noch nach Herkunfts- und 

Bestimmungsländern differenzieren. 

In Summe 

wurde der Erdgasverbrauch 

Deutschlands zu 

rund 7 Prozent aus inländischen 

Erdgasquellen 

gedeckt. 

Ersten Zahlen zufolge 

wurden im Berichtsjahr 9,3 Mrd. kWh auf 

Erdgasqualität aufbereitetes Biogas in das 

deutsche Erdgasnetz eingespeist. Im Jahr 

2016 waren es 9,2 Mrd. kWh. Rund 8 Mrd. 

kWh davon gingen in die Stromerzeugung, 

etwa 0,4 Mrd. kWh wurden als Kraftstoff 

eingesetzt, 0,3 Mrd. kWh fanden im Raumwärmemarkt 

Absatz. Weitere 0,6 Mrd. kWh 

wurden zum Beispiel stofflich genutzt, exportiert 

oder fanden sonstigen Einsatz.“ 

Autor 




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Mit Biomethan klimafreundlich und günstig unterwegs 

Zugegeben: Ich fahre gerne Auto. Und auch sehr 

gerne schnell. Das ist nicht sehr klimafreundlich, 

ich weiß. Darum bin ich auch wirklich froh, dass es 

eine Lösung für mein Dilemma gibt: das Gasauto. 

Mit Biomethan im Tank spare ich bis zu 90 Prozent 

Treibhausgase im Vergleich zu einem herkömmlichen 

Benziner ein. Und darüber hinaus auch noch 

jede Menge Geld. 

Rund 100.000 Gasautos gibt es aktuell in Deutschland. 

Denen stehen etwa 860 CNG (compressed natural 

gas)-Tankstellen im gesamten Bundesgebiet zu 

Verfügung. Das freut mich! Denn mit Biomethan haben 

wir heute schon einen klimafreundlichen Kraftstoff, 

der praxiserprobt und zuverlässig ist. Über 400 

Kilometer kommt man mit einem durchschnittlichen 

Pkw pro Tankfüllung – und zahlt dafür etwas mehr als 

20 Euro. Und keine Angst: wenn mal keine CNG-Tankstelle 

in der Nähe ist und das Gas ausgeht, schaltet 

der Wagen automatisch auf Benzin um. Und damit 

kommt man ganz bestimmt zur nächsten Gastankstelle. 

Denkt beim nächsten Autokauf doch mal über 

ein Gasfahrzeug nach. Es lohnt sich auf jeden Fall! 

Mit CNG können wir heute schon klimafreundlich unterwegs 

sein – und müssen dabei unser persönliches 

Interesse nicht zurückschrauben. 

Macht`s gut! 

Euer Georg Hackl 

30


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• Verlängert die Standzeit des Motoröls im BHKW deutlich 

SPC Selected Products GmbH 

Brucknerweg 26 - D 42289 Wuppertal 

Geschäftsführer: Jana Feder, Michael Gärtner 

the biology of performance 

vertriebspartner 

31



Der Konzepttraktor von New 

Holland fährt mit Biomethan, das 

idealerweise der Agrarbetrieb aus 

eigener Biomasse produziert. 

Türöffner für 

Biokraftstoffe 

Fotos: CNH 

New Hollands Methan-Traktorstudie, die 

auf der Agritechnica 2017 in Hannover 

vorgestellt wurde. 

Komprimiertes oder verflüssigtes Erdgas sind die derzeit saubersten 

Lkw-Kraftstoffe. Werden sie aus Biomethan hergestellt, stimmt 

außerdem die Ökobilanz. Bei deutschen Spediteuren wächst jetzt 

das Interesse an alternativen Kraftstoffen. Motive sind die Umwelt 

und der Klimaschutz, aber auch die Vermeidung von Fahrverboten. 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

Nicht nur die Sattelschlepper 

der Verbio 

AG fahren mit CNG 

auf der Grundlage 

von Biomethan aus 

Stroh und anderen 

landwirtschaftlichen 

Reststoffen. 

Wer denkt schon beim Einkauf im Supermarkt 

daran, wie Obst, Käse oder 

Wurst von den Produzenten in die 

Regale gelangen. Dies erledigt beispielsweise 

Meyer Logistik. Die im 

hessischen Friedrichsdorf ansässige Spedition ist auf 

Lebensmitteltransporte spezialisiert. Das Unternehmen, 

dessen über 1.100 Fahrzeuge täglich Läger und 

Handelsfilialen in ganz Deutschland ansteuern, gilt als 

Pionier im Bereich alternativer Antriebslösungen. 

Bereits seit 2009 hat es Nutzfahrzeuge im Einsatz, die 

komprimiertes Erdgas (Compressed Natural Gas, CNG) 

tanken. Zum Fuhrpark der Meyer Logistik gehören außerdem 

zwei rein elektrische 18-Tonnen-Lkw für die 

Belieferung im Berliner Nahverkehr. Neuerdings fahren 

nun 20 Sattelschlepper der Meyer-Flotte mit verflüssigtem 

Erdgas (Liquefied Natural Gas, LNG). 

Neben dem Credo des Familienunternehmens zu 

nachhaltigem Handeln begründet Geschäftsführer 

Matthias Strehl das Engagement mit wirtschaftlichen 

Überlegungen: „Für die Belieferung von Lebensmittelgeschäften 

fahren unsere Sattelschlepper durch 

Wohnquartiere und in die Innenstädte. Da müssen wir 

natürlich auf wachsende Umweltanforderungen reagieren.“ 

Hier können CNG- und LNG-Fahrzeuge zweifellos 

punkten. Gasmotoren emittieren nicht nur viel weniger 

Schadstoffe und Treibhausgase als Dieselaggregate, sie 

werden zudem vom menschlichen Ohr als etwa um die 

Hälfte leiser wahrgenommen. 

Foto: Carmen Rudolph 

Studie verdeutlicht Umwelteffekte 

Für den Transport schwerer Ladungen über weite Strecken 

ist besonders LNG wegen seiner gegenüber CNG 

2- bis 2,5-fach höheren Energiedichte geeignet. Allerdings 

sind LNG-Trucks bis zu 40.000 Euro teurer als 

ein vergleichbarer Diesel. Kostentreiber sind vor allem 

die großvolumigen Drucktanks, in denen das verflüssigte 

Methan bei -162 °C lagert. Um die Investition für die 

Meyer Logistik abzufedern, bezuschusste das Bundes- 

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verkehrsministerium (BMVI) die Anschaffung der 20 

schweren LNG-Lkw im vergangenen Jahr mit 360.000 

Euro. Damit geht für Strehl die Rechnung auf. Seine 

Kalkulation: Liegen die Mehraufwendungen nicht höher 

als 25.000 Euro, amortisiert sich die Technik wegen 

des um 15 Prozent geringeren Kraftstoffverbrauchs 

und der zurzeit noch geringeren Besteuerung von LNG 

bereits nach zwei Jahren. Hinzu komme eine höhere 

Liefersicherheit für die Einzelhändler, da für Gasfahrzeuge 

keine Einfahrverbote, etwa wegen zu hoher Feinstaubbelastung, 

zu befürchten sind. 

Doch was bringt LNG wirklich für die Umwelt? Das 

Bundesverkehrsministerium (BMVI) wollte es genau 

wissen und beauftragte das Engler-Bunte-Institut des 

Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs (DVGW) 

mit einer begleitenden Untersuchung zum Demonstrationsvorhaben 

bei Meyer Logistik. Die Ergebnisse wurden 

am 13. Juni 2018 vorgestellt. Demnach emittieren 

LNG-Lkw bei einer Betrachtung der Wertschöpfungskette 

von der Tanksäule bis zum Rad (Tank-to-Wheel) 

durchschnittlich 11,6 Prozent weniger CO 2 

als ihre 

Dieselpendants. 

Bei einer Well-to-Wheel-Betrachtung, also der Treibhausgasemissionen 

entlang des gesamten Herstellungspfades 

vom Erdgasfeld bis zur Umwandlung 

in Bewegungsenergie, sind nach Aussage der Studie 

sogar CO 2 

-Einsparungen bis zu 20 Prozent möglich. 

Die Stickoxidemissionen liegen 80 Prozent unter dem 

Grenzwert der strengen Euro-6-Norm für Diesel-Motoren. 

Feinstaub ist bei LNG-Antrieben am Auspuff mit 3 

Prozent praktisch kaum noch nachweisbar. Die Zahlen 

basieren unter anderem auf einer Reihe von Referenzfahrten, 

bei denen die tatsächlichen Kraftstoffverbräuche 

von Diesel- und LNG-Sattelschleppern mit jeweils 

gleicher Motorleistung, Bereifung und Beladung aufgezeichnet 

wurden. 

Auch andere Speditionsunternehmen setzen mittlerweile 

auf innovative Gasantriebe. So ergänzte das in 

Rosenheim ansässige Transportunternehmen BTK seinen 

Fuhrpark in diesem Frühjahr mit acht LNG-Sattelzugmaschinen 

Stralis NP des Herstellers Iveco. „Wir 

haben die Anschaffung ohne Förderung durchgezogen. 

Die Emissionsminderung und der Joker, den wir damit 

in der Hand haben, dass die leisen und 

sauberen Fahrzeuge in Umweltzonen 

und durch Wohngebiete fahren können, 

war uns den Preisaufschlag wert“, sagt 

Fuhrparkleiter Albert Kraus. 

Die Zugmaschinen sind mit Tanks ausgestattet, 

die 450 Kilogramm Flüssiggas 

fassen. Dies ermöglicht Reichweiten 

bis zu 1.800 Kilometer. Die 

Betankung erfolgt an einer mobilen 

Zapfsäule am BTK-Standort Nördlingen, 

die der Spediteur gemeinsam mit 

einem Iveco-Servicepartner eingerichtet 

hat. 

Foto: Uniper 

Nachholbedarf bei der Infrastruktur 

Tatsächlich sind die in Deutschland fehlenden 

Möglichkeiten zum Auftanken von Flüssiggas 

ein Haupthindernis für den breiteren Einsatz von 

LNG im Güterverkehr. Auch das Transportunternehmen 

Meyer Logistik benötigte für das Demonstrationsvorhaben 

eine mobile Interimslösung auf seinem Betriebsgelände 

in Grünheide nahe Berlin. Sie wurde vom 

LNG-Versorger Liquis eingerichtet, der außerdem eine 

Pilottankstelle auf dem Iveco-Gelände in Ulm betreibt. 

Ermuntert durch die positiven Signale aus dem Transportgewerbe 

baut Liquis jetzt in Grünheide eine feste 

LNG-Station. „Sie wird im September eröffnen“, kündigt 

Liquis-Projektleiter Karl-Josef Grobbel an. Weitere 

14 folgen mit EU-Zuschüssen bis Ende 2019, acht davon 

in Deutschland an zentralen Standorten wie Hannover, 

Köln und München. 

Die Konkurrenz gibt jetzt ebenfalls Gas. Das Berliner 

Startup Liquind 24/7 GmbH plant – ebenfalls mit EU- 

Fördermitteln – den Aufbau von zehn LNG-Zapfstellen 

in deutschen Ballungszentren. Brummifahrer können 

sich demnächst auch an einer Shell-Station in Hamburg 

und in Nördlingen bei der BayWa mit Flüssiggas 

versorgen. 

Die deutsche Politik, die lange Zeit fast ausschließlich 

auf Elektro-Lkw setzte, hat mittlerweile das auf absehbare 

Zeit einzig bedeutsame Potenzial zur Reduktion 

von Klimagasen im stark wachsenden Güterstraßenverkehr 

erkannt. Es könnte schnell erschlossen werden, 

denn die Nutzfahrzeugbauer, allen voran der italienische 

Hersteller Iveco, sind mit technisch ausgereiften 

Foto: B. Tiemann/Zippel Group 

Betankung eines 

Container-Sattelzuges 

der Zippel Group mit 

Bio-CNG an einer Tankstelle 

im Raum Leipzig. 

Das bilanziell über das 

Gasnetz bereitgestellte 

Biomethan in Erdgasqualität 

produziert die 

Verbio AG. 

Die mobile LNG-Zapfanlage 

der Uniper- 

Tochter Liquis auf dem 

Betriebsgelände von 

Meyer Logistik in Grünheide. 

Am östlichen 

Berliner Ring wird in 

den nächsten Wochen 

300 Meter daneben 

die mobile Tankanlage 

durch eine feste Tankstation 

für verflüssigtes 

Erdgas ersetzt. 

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Die Unternehmensgruppe ALDI SÜD testet vier IVECO Stralis 440 mit CNG im alltäglichen Warenverkehr. 

Über eine Dauer von fünf Jahren soll sich zeigen, inwiefern sich die klimaschonende Antriebstechnologie 

als Alternative zu Diesel-Modellen nutzen lässt. 

Für den umweltgerechten Transport auf der letzten 

Meile übernehmen die mit Bio-CNG angetriebenen 

Lkw der Spedition Zippel am Terminal in Schkopau 

bei Leipzig die per Bahn eintreffenden Container mit 

BMW-Autoteilen. 

Fotos: B. Tiemann/Zippel Group 

Gaslastern im Markt. Sie liefern vorwiegend 

in den Beneluxraum sowie nach Schweden, 

Spanien und England, wo es, im Gegensatz 

zu Deutschland, bereits ein gut ausgebautes 

Netz von LNG-Tankstellen gibt. 

Um hierzulande den Markt für Flüssiggas im 

Schwerlastbereich zu verbessern, gründeten 

die Deutsche Energie-Agentur (dena), 

der DVGW und die Brancheninitiative „Zukunft 

Erdgas“ eine LNG-Taskforce. Die 

Schirmherrschaft hat das BMVI. Erklärtes 

Ziel ist, bis 2020 in Deutschland ein Netz 

von 50 Tankmöglichkeiten zu etablieren. 

Bis 2025 soll die Anzahl auf 200 steigen. 

Bundesverkehrsminister Andreas Scheuer 

legte Anfang Juni noch eine Förderrichtlinie 

für alternative Antriebskonzepte im 

Schwerlastverkehr vor. Die Anschaffung eines 

LNG-Lkw können sich Spediteure jetzt 

mit 12.000 Euro bezuschussen lassen. 

Mit 8.000 Euro werden in der BVMI-Richtlinie 

Laster gefördert, die mit CNG fahren. 

Hier ist die Infrastruktur in Deutschland 

mit etwa 860 CNG-Zapfstellen bedeutend 

besser. Die Tanks sind in der Konstruktion 

einfacher und die Technik ist insgesamt robuster. 

Komprimiertes Erdgas eignet sich 

daher nach Ansicht des Herstellers New 

Holland gut als Kraftstoff für Traktoren und 

mobile Landmaschinen. Auf der Farm Progress 

Show in Boone (Iowa, USA) präsentierte 

New Holland im vergangenen Sommer 

einen 180 PS starken Konzepttraktor 

mit CNG-Antrieb. 

Für Vizepräsident Carlo Lambro schließt 

sich damit eine Lücke im Energiekreislauf 

der Energy Independent Farm. Die Idee ist 

Foto: Iveco 

ein Landwirtschaftsbetrieb, der nicht nur 

Nahrungs- und Futtermittel produziert, 

sondern darüber hinaus seinen Energiebedarf 

durch die Erzeugung von Biomethan 

aus eigener Biomasse abdeckt. 

Ökologische Wende erfordert 

Bio-CNG 

Denn bei aller Euphorie über die saubere 

Verbrennung: CO 2 

-neutral ist weder CNG 

aus fossilem russischen Erdgas noch LNG 

von den Erdgasfeldern des Hauptlieferlandes 

Katar. Allerdings besagen verschiedene 

Studien, dass eine breite Marktdurchdringung 

und Akzeptanz von Gasantrieben als 

Türöffner für eine echte ökologische Wende 

im Güterverkehrsbereich auf der Grundlage 

von Biomethan fungieren könnte. 

Die Hamburger Zippel Group ist jetzt 

deutschlandweit einmalig diesen Schritt 

gegangen. Das Transportunternehmen 

kaufte mit Förderung durch das BMVI vier 

Scania Sattelzugmaschinen mit CNG-Antrieb 

und setzt sie seit einigen Wochen in 

der Region Leipzig ein. Die Lkw pendeln 

zwischen dem Terminal, an dem täglich 

Container mit Autoteilen auf eigenen Elektrozügen 

eintreffen, und dem 40 Kilometer 

entfernten Unternehmen BMW-Verkehre, 

das den weltweiten Transport zwischen den 

BMW-Standorten managt. 

Ausgangsstoff für das eingesetzte CNG ist 

Biomethan, das die Verbio Vereinigte Bioenergie 

AG aus Stroh und anderen landwirtschaftlichen 

Reststoffen in Schwedt 

und Zörbig produziert, in das Gasnetz einspeist 

und bilanziell über öffentliche Erdgastankstellen 

vertreibt. „Den Ausschlag 

für die Anschaffung der CNG-Lkw gab ein 

Ausschreibungsverfahren, bei dem eine 

hohe Umweltverträglichkeit auch auf der 

letzten Meile unbedingt gefordert war“, 

berichtet Projektleiter Björn Tiemann. Mit 

der Kombination von Elektrozügen auf der 

Schiene und Biomethanantrieb auf der 

Straße habe man dieser Anforderung entsprechen 

können. 

Autor 

Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

Freier Journalist 

Rudolph Reportagen – Landwirtschaft, 

Umwelt, Erneuerbare Energien 

Kirchweg 10 · 04651 Bad Lausick 

Tel. 03 43 45/26 90 40 

E-Mail: info@rudolph-reportagen.de 

www.rudolph-reportagen.de 

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Gleiche Leistung. 

Geringere 

Emissionen. 

Die neuen gasbetriebenen Lkw von Volvo Trucks bieten dieselbe Leistung, dasselbe 

Drehmoment und dieselben Fahreigenschaften wie dieselbetriebene Modelle von 

Volvo – und das bei geringeren Treibstoffkosten. Gleichzeitig liegt der CO 2 

-Ausstoß 

der neuen Lkw bis zu 100% unter dem eines Dieselfahrzeugs bei Verwendung von 

Biogas.* Die Modelle Volvo FH LNG und Volvo FM LNG sind mit 420 PS (2.100 Nm) 

oder 460 PS (2.300 Nm) für den schweren Regional- und Fernverkehr erhältlich. 

*Dieser Wert bezieht sich auf die Emissionen während des Fahrzeugbetriebs („Tank to Wheel“). 

www.volvotrucks.de/lng 

VOLVO TRUCKS LNG 

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Aus Wasserstoff wird „grünes Gas“ 

Power-to-Gas- 

Anlage im Container 

in Hamburg-Reitbrook. 

Mit einem PEM- 

Elektrolyseur wurde der 

von Windkraftanlagen 

in Schleswig-Holstein 

erzeugte Strom genutzt, 

um Wasserstoff zu 

produzieren, der ins 

Erdgasnetz eingespeist 

oder zwischengespeichert 

wurde. Zurzeit 

ist die Anlage außer 

Betrieb. 

Die Power-to-Gas-Technologie schreitet voran. Es sind längst nicht mehr nur Anlagen im 

Versuchsstadium, mit denen sich die Umwandlung von Strom in Zeiten hohen Angebots 

demonstrieren lässt. Insbesondere im Zusammenhang mit dem CO 2 

aus Biogasanlagen 

lassen sich die Chancen der Sektorkopplung nutzen. 


Wasserstoff ist ein wichtiger Baustein 

bei der Kopplung der Sektoren Strom, 

Wärme und Mobilität. Bei den ersten 

„Power-to-Gas“-Anlagen ging es noch 

darum, Strom aus Windenergieanlagen 

zu nutzen, die wegen Überlastung des Stromnetzes 

ansonsten abgeregelt werden mussten. Die Option der 

Rückverstromung wird heute nicht mehr betrachtet. 

Nun rücken andere Anwendungen in den Fokus. So 

kann der durch Elektrolyse regenerativ erzeugte Wasserstoff 

zwar zu geringen Teilen direkt in das Erdgasnetz 

eingespeist werden, durch die Methanisierung – 

wozu sinnvoll auch das CO 2 

einer Biogasanlage eingesetzt 

werden kann – ist aber eine vollständige Einspeisung 

möglich. 

Damit ließe sich auch im Bereich der Mobilität die 

vorhandene (Gas-)Infrastruktur nutzen, während 

Brennstoffzellenfahrzeuge in ihrer Nische bleiben. 

Wasserstoff lässt sich speichern, sodass Angebot und 

Nachfrage geglättet werden können. Mit der Methanisierung 

im Power-to Gas-Prozess lassen sich Synergien 

mit der Biogasproduktion optimal nutzen. 

Zudem sinken die Produktionskosten von regenerativ 

erzeugtem Wasserstoff von derzeit 18 auf 3,2 bis 2,1 

Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh), wie Experten des 

Berliner Analyseinstituts Energy Brainpool errechneten. 

In einer Studie im Auftrag von Greenpeace Energy 

kommen sie zu dem Schluss, dass Elektrolysegase 

erneuerbaren Ursprungs wettbewerbsfähig werden, die 

Nutzung von Erdgas dagegen immer teurer. 

„Im Energiesystem von morgen wird es weltweit günstiger 

sein, Elektrolysegase aus Wind- und Solarstromüberschüssen 

zu produzieren als für fossiles Erdgas 

und verbundene CO 2 

-Emissionen zu bezahlen“, sagt 

Studienautor Fabian Huneke. Die erwarteten Kostensenkungen 

sind der Studie zufolge möglich durch eine 

industrielle Serienfertigung der Elektrolyseure, Effizienzsteigerungen 

der Technologie und eine zunehmende 

Stromeinspeisung aus fluktuierender Erzeugung. 

Gute Perspektiven bieten sich insbesondere in der Mobilität, 

da dort großer Handlungsdruck im Hinblick auf 

Emissionen herrscht. Aber auch für die stoffliche Nutzung 

in der Industrie werden große Mengen an Wasserstoff 

benötigt. Zugleich wird an neuen Synthesepfaden 

gearbeitet, um Produkte, die jetzt noch auf der Basis 

von Erdöl oder Erdgas hergestellt werden, durch auf 

Power-to-Gas basierende zu substituieren. 

Erdgasreformierung setzt CO 2 

frei 

Werden die Elektrolyseure mit Strom aus Erneuerbaren 

Energien betrieben, lässt sich der gesamte Produktionsprozess 

emissionsfrei stellen. Bei der Produktion einer 

Tonne Wasserstoff werden bei der Erdgasreformierung 

rund 10 Tonnen CO 2 

freigesetzt. Weltweit werden 

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Fotos: Thomas Gaul 

Blick ins Innere des Containers, der den PEM-Elektrolyseur enthält. 

jährlich über 600 Milliarden Kubikmeter 

Wasserstoff verbraucht und weitgehend 

umweltschädlich hergestellt. 

Deutschland nimmt derzeit eine Vorreiterrolle 

bei der Entwicklung der Power-to- 

Gas-Technologie ein. Momentan gibt es 

mehr als 35 Projekte mit einer Elektrolyseleistung 

von über 20 Megawatt (MW). 

Ralph Bake, Vorstandsvorsitzender der 

Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas 

e.V.), sieht ein großes Potenzial: „Im Jahr 

2025 wollen wir Power-to-Gas-Anlagen in 

der Größenordnung von 1,5 Gigawatt (GW), 

bis 2030 von 7,5 Gigawatt in Deutschland 

installiert haben.“ 

Die dena fordert in ihrer Anfang Juni vorgestellten 

Leitstudie „Integrierte Energiewende“ 

sogar, bis 2030 Kapazitäten 

von 15 GW aufzubauen. Doch für einen 

wirtschaftlichen Betrieb müssten sich die 

politischen Rahmenbedingungen ändern 

(siehe Kasten) und müsste die Planung der 

Strom- und Gasnetze gemeinsam erfolgen. 

Denn mit der Power-to-Gas Technologie 

wird der Strom gewissermaßen durch das 

Gasnetz transportiert. 

Die weltweit größte Anlage zur Produktion 

von „grünem“ Wasserstoff entsteht derzeit 

in Linz. Nach dem Projektstart zu Beginn 

2017 schreitet der Bau der Pilotanlage am 

voestalpine-Standort Linz zügig voran. In 

den Sommermonaten 2018 werden bereits 

die Kernkomponenten zur Elektrolyse geliefert 

und noch binnen Jahresfrist soll die 

Inbetriebnahme beginnen. 

Der Start des umfangreichen zweijährigen 

Versuchsprogramms ist für Frühjahr 2019 

geplant. Für die Forschungsanlage in Linz 

hat Siemens das derzeit weltweit größte 

PEM („Proton Exchange Membrane“)- 

Elektrolysemodul entwickelt. Mit einer Anschlussleistung 

von 6 MW können damit 

1.200 Kubikmeter „grüner“ Wasserstoff 

pro Stunde produziert werden. Bei der Umwandlung 

von Strom in Wasserstoff wird 

ein Rekord-Wirkungsgrad von 80 Prozent 

angestrebt. 

Überblick über ausgewählte 

Projekte 

Sie war die erste Anlage ihrer Art – und 

wurde seinerzeit unter dem Projektnamen 

„Windgas“ bekannt: die Anlage im brandenburgischen 

Falkenhagen östlich von 

Berlin. Nach einem mehrmonatigen Stillstand 

der Anlage wurde sie nun erweitert 

und nimmt im Rahmen des internationalen 

Forschungsprojekts „Store and Go“ den 

Betrieb wieder auf. Wurde der Wasserstoff 

bisher direkt in das Erdgasnetz eingespeist 

und als „Windgas“ vermarktet, wird nun 

mit einer Methanisierungsanlage der Wasserstoff 

in einem zweiten Schritt mit dem 

CO 2 

einer Bioethanolanlage zu Methan umgewandelt. 

Das Methan kann vielfältiger als 

der reine Wasserstoff eingesetzt werden. 

27 Partner aus sechs Ländern arbeiten im 

Projekt „Store and Go“ zusammen, um die 

Möglichkeiten der Integration von Powerto-Gas-Anwendungen 

in das europäische 

Energiesystem zu untersuchen. Die Methanisierung 

von Wasserstoff gilt dabei als 

wichtiger Schritt. Als Pilotanlage wurde die 

„WindGas Falkenhagen“ 2013 errichtet. 

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Power-to-Gas-Anlage von Uniper in Falkenhagen. 

Direkt neben dem bestehenden Standort 

wurde im Juli 2017 der Grundstein für die 

Methanisierungsanlage und weitere dafür 

notwendige Komponenten gelegt. 

Bis zu 57 Kubikmeter SNG (Synthetic Natural 

Gas) können in der Stunde mit der 

Methanisierungsanlage produziert werden. 

Das entspricht in etwa einer Leistung von 

600 kW pro Stunde. Die anfallende Wärme 

wird in einem benachbarten Furnierwerk 

zur Trocknung genutzt. Realisiert wurde die 

Anlage von Thyssenkrupp Industrial Solutions, 

der Forschungsstelle des Deutschen 

Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW) 

und dem Karlsruher Institut für Technologie. 

Sie soll nun im Rahmen des Projektes 

24 Monate lang betrieben werden. 

Ende April startete im westfälischen Herten 

ein Demonstrationsprojekt zur Produktion 

Foto: Uniper 

von „grünem“ Wasserstoff. Das Projekt im 

Wasserstoff-Kompetenz-Zentrum simuliert 

die Herstellung von Wasserstoff aus Windenergie. 

Projektpartner ist das japanische 

Technologieunternehmen Asahi Kasei, das 

ein auf der Chlorkali-Elektrolyse basierendes 

alkalisches Wasserelektrolysesystem 

entwickelt hat, das schwankenden Einspeisungen 

aus regenerativen Energiequellen 

angepasst werden kann. 

In dem Projekt mit der Laufzeit von einem 

Jahr ist die Entwicklung einer Großanlage 

zur Wasserstoffproduktion geplant. Eine 

Aufrüstung bis zu 10-Megawatt-Systemen 

soll möglich sein. Im Spätsommer 2018 

soll am Standort des Wasserstoff-Kompetenz-Zentrums 

eine öffentliche Wasserstofftankstelle 

in Betrieb gehen. Sie reiht 

sich ein in das Netz der Wasserstofftankstellen 

der H2 Mobility Deutschland. Ziel 

ist der Betrieb von 100 Tankstellen in sieben 

deutschen Ballungszentren. Sind in 

Zukunft mehr Brennstoffzellenfahrzeuge 

auf deutschen Straßen unterwegs, sollen 

bis zu 400 Tankstellen die Versorgung sicherstellen. 

Wie die derzeit viel zitierte Sektorenkopplung 

gelingen kann, wurde in Hamburg 

im Rahmen des Projektes „Norddeutsche 

Energiewende“ (NEW) erprobt. Unter wissenschaftlicher 

Begleitung des Deutschen 

Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) 

und des Fraunhofer-Instituts für Solare 

Energiesysteme (ISE) mit Uniper wurde am 

Standort Hamburg-Reitbrook eine Powerto-Gas-Anlage 

errichtet. Mit einem PEM- 

Elektrolyseur wurde der von Windkraftanlagen 

in Schleswig-Holstein erzeugte Strom 

in Wasserstoff umgewandelt und ins Erdgasnetz 

eingespeist oder zwischengespeichert, 

bis in der Hansestadt der Bedarf vorhanden 

war. Die Anlage mit einer Leistung 

von 1 Megawatt lief in den Jahren 2015 

und 2016. Derzeit ruht der Betrieb. 

Seit 2011 erzeugt das Enertrag-Hybridkraftwerk 

im brandenburgischen Prenzlau 

aus Windenergie grünen Wasserstoff, der 

als „Enertrag Windgas“ nach der Einspeisung 

in das Erdgasnetz zu Heizzwecken 

oder direkt in Brennstoffzellen in Notstromaggregaten 

eingesetzt wird. Enertrag 

kooperiert mit der Firma Total, um den 

Wasserstoff an Tankstellen in Berlin zu vermarkten. 

Dazu gehört auch die sogenannte 

„Multi-Energie-Tankstelle“ am noch immer 

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nicht fertiggestellten Berliner Hauptstadtflughafen 

BER. In Betrieb ist dagegen der 

500-kW-Elektrolyseur, der unter Federführung 

von Total, Enertrag und Linde zur 

Versorgung der Tankstelle, an der es neben 

zwei Wasserstoff-Zapfsäulen auch Elektroladesäulen 

gibt. Der regenerativ erzeugte 

Strom soll aus einem 15 Kilometer nordöstlich 

des Flughafens gelegenen Windpark 

kommen. In der ersten Ausbaustufe beträgt 

die Wasserstoffproduktion 200 Kilogramm 

pro Tag. Das reicht für 50 Tankfüllungen 

von Brennstoffzellenautos. Zusammen mit 

Biomethan kann der Wasserstoff in einem 

BHKW zur Strom- und Wärmeproduktion 

genutzt werden. Dazu nimmt ein Feststoffspeicher 

bis zu 100 Kilogramm des aus der 

Elektrolyse fluktuierend erzeugten Wasserstoffs 

auf, um das BHKW kontinuierlich zu 

versorgen. 

Elektrolyseur reagiert auf 

günstige Strompreise 

Die Bewirtschaftung einer Wasserstoff- 

Tankstelle hat auch der Energievermarkter 

CLENS (heute BayWa r.e.) entwickelt. In 

Verbindung mit einem Wasserstoffspeicher 

ist es das Ziel, den Elektrolyseur flexibel zu 

betreiben. Über eine automatisierte Fernsteuerung 

kann die Anlage auf günstige 

Strompreise an der Strombörse reagieren 

und den Stromverbrauch entsprechend 

anpassen. Darüber hinaus sollen die 

Strompreissenkungen genutzt werden, um 

Regelenergie (Minutenreserve und Sekundärregelleistung) 

bereitzustellen. Die Anlage 

läuft derzeit jedoch nur wenige Stunden 

in der Woche, weil die Nachfrage nicht vorhanden 

ist, wie Jonas Zingerle von BayWa 

r.e. zugibt. Wenn der Speicher voll ist, weil 

länger kein Fahrzeug getankt hat, schaltet 

sich der Elektrolyseur ab. 

Gas erzeugen, wenn der Strompreis niedrig 

ist, das macht BayWa r.e. gemeinsam mit 

Viessmann in der Power-to-Gas-Anlage im 

hessischen Allendorf (Eder). Der Elektrolyseur 

der Anlage gewinnt aus Strom Wasserstoff, 

der von Mikroorganismen und CO 2 

aus einer benachbarten Biogasanlage in 

Methan umgewandelt wird. Seit 2015 ist 

hier die weltweit erste Power-to-Gas-Anlage 

in Betrieb, die mit biologischer Methanisierung 

arbeitet. 

Beim sogenannten BION-Verfahren, das 

vom Tochterunternehmen MicrobEnergy 

entwickelt wurde, produzieren Archeen 

aus dem im PEM-Elektrolyseur produzierten 

Wasserstoff und dem CO 2 

in der Biogasanlage 

Methan. Vorteil des Verfahrens 

ist, dass es mit niedrigen Temperaturen 

und Drücken auskommt. Außerdem kann 

es auch zur Aufreinigung von Rohbiogas 

genutzt werden. Viessmann vermarktet das 

Biomethan als Biokraftstoff an Audi. 

Der Autohersteller selbst will im Rahmen 

des e-gas-Projektes im niedersächsischen 

Werlte den Wasserstoff nutzen, um mit 

dem CO 2 

der benachbarten Biogasanlage 

Methan zu synthetisieren. Seit 2013 

wird das Gas in das Erdgasnetz eingespeist 

– pro Jahr etwa 1.000 Tonnen. Der 

Autohersteller erfasst die Gasmengen, die 

der Kunde 

mit einem 

Audi g-tron per 

e-gas-Tankkarte 

bezahlt hat und 

stellt sicher, dass 

dieselbe Menge an e-gas 

für einen CO 2 

-neutralen Fahrbetrieb 

in das Gasnetz eingespeist wird. 

Testanlage auf dem Eichhof 

Die direkte Methanisierung mit Biogas 

ist auch das Ziel eines Projektes, das vom 

Hessischen Biogas-Forschungszentrum 

auf dem Eichhof bei Bad Hersfeld durchgeführt 

wird. Bei dem Forschungsvorhaben 

des Fraunhofer IWES wird die 25-kW- 

Elektrolyseanlage von Solar Fuel in die auf 

dem Gelände vorhandene Infrastruktur mit 

einer landwirtschaftlichen Biogasanlage 

eingebunden. Am Ende des Projektes soll 

die direkte Methanisierung in der Praxis auf 

landwirtschaftlichen Biogasbetrieben einsatzfähig 

sein. Gelingt dies, kann der Powerto-Gas-Weg 

eine Alternative zu den üblichen 

Biogasaufbereitungsverfahren sein. Etwa 4 

Kubikmeter pro Stunde SNG können auf 

dem Eichhof produziert werden. 

Der Projektierer GP Joule in Reußenköge 

(Schleswig-Holstein) sieht in der Kombination 

von Biogas und Elektrolyse einen 

„Stromlückenfüller“. GP Joule will vorhandene 

landwirtschaftliche Biogasanlagen 

um eine Elekrolyseeinheit der Tochterfirma 

H-Tec ergänzen und so zu einem bedarfsorientierten 

Regelkraftwerk machen. Der 

DAS KOMPLETTE SORTIMENT 

>3500 FILTER VERFÜGBAR 

39



Biologische Methanisierung: BayWa r.e. und Viessmann betreiben eine Power-to-Gas-Anlage im 

hessischen Allendorf (Eder). Der Elektrolyseur der Anlage produziert mit preiswertem, überschüssigem 

Ökostrom Wasserstoff, der von Mikroorganismen und CO 2 

aus einer benachbarten Biogasanlage in 

Methan umgewandelt wird. 

Wasserstoff dient als Energiespeicher in 

Zeiten eines hohen Stromangebotes im 

Netz. Steigt der Strombedarf, kann der 

Wasserstoff gemeinsam mit Biogas im Verhältnis 

30:70 im BHKW verbrannt werden. 

In einem Pilotprojekt wurde der Wasserstoff 

dazu eingesetzt, Züge des Nahverkehrs 

anzutreiben. 

Power-to-Gas (PtG) kann auch Kommunen 

bei der Umsetzung ihrer Klimaziele helfen. 

Die oberbayerische Stadt Pfaffenhofen erzeugt 

bereits 70 Prozent ihres Stroms aus 

Erneuerbaren Energien. Als erste Stadt in 

Deutschland hat Pfaffenhofen nun eine 

PtG-Anlage von Elektrochaea. Das dänische 

Unternehmen hat die biologische 

Methanisierung mithilfe von Archaeen bereits 

in einer kommerziellen Anlage in Dänemark 

realisiert. In Pfaffenhofen kommt 

der Strom aus den Wind- und Solarparks 

der Bürgerenergiegenossenschaft, das CO 2 

aus der örtlichen Kläranlage. Mit dem Methan 

sollen 250 Gasfahrzeuge betrieben 

werden. 

Der regulatorische Rahmen 

stimmt nicht 

Sämtliche Power-to-X-Anlagen gelten 

nach dem deutschen Energierecht derzeit 

als Letztverbraucher. Dies gilt auch dann, 

wenn die Umwandlung von Strom in einen 

anderen Energieträger letztlich nur der 

Zwischenspeicherung von Energie dient 

Foto: Viessmann 

und der „eigentliche Letztverbrauch“ der 

Energie in einem weiteren Umwandlungsvorgang 

erfolgt. Selbst in dem Fall, dass 

aus dem Power-to-X-Produkt erneut Strom 

erzeugt wird, gilt bereits die zum Zweck 

der Zwischenspeicherung erfolgende Umwandlung 

als Letztverbrauch. 

Die Power-to-X-Allianz, zu der neben dem 

Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches 

(DVGW) unter anderen Audi, Ontras 

und Uniper gehören, fordert ein Markteinführungsprogramm 

für Sektorenkopplungstechnologien. 

Danach sollen Anlagen 

mit 1.500 Megawatt Gesamtleistung zur 

Herstellung von „grünem“ Wasserstoff, 

synthetischem Methan und nachgelagerten 

Kraftstoffen zwischen 2019 und 2027 

über ein Zertifikatesystem gefördert werden. 

Das gesamte Fördervolumen beläuft sich 

auf knapp 1,1 Milliarden Euro. Das Programm 

sieht vor, dass Betreiber von Power-to-X-Anlagen 

für jede vermiedene Tonne 

CO 2 

ein Anrechnungszertifikat erhalten, 

das sie bei der KfW-Bank monetarisieren 

können. Vorgesehen ist ein degressiver 

Fördersatz, der aktuell mit 300 Euro je 

eingesparter Tonne CO 2 

beginnt und 2027 

mit 150 Euro je Tonne ausläuft. Denkbar 

sei auch ein Handel mit Anrechnungszertifikaten 

und deren Verrechnung mit ETS- 

Zertifikaten durch Industrieunternehmen. 

„Bislang gibt es kaum spezifische Regelungen 

für Power-to-Gas-Produkte. Ebenso 

fehlt ein konsistenter Ordnungsrahmen, 

der die Systemfunktion von Power-to-X- 

Anlagen als zentrales Element der Sektorenkopplung 

anerkennt und eine klare 

Rechtsgrundlage schafft. Nach wie vor 

werden Power-to-Gas-Anlagen als Letztverbraucher 

eingeordnet. Daraus resultiert 

eine Belastung des genutzten Stroms mit 

zahlreichen Entgelten, Umlagen und Abgaben. 

Unter diesen Bedingungen rechnet 

sich der Betrieb der Anlagen, von denen 

es mittlerweile fast 30 Pilotprojekte in 

Deutschland gibt, nicht. Diese Markteintrittshürden 

müssen schleunigst weg“, so 

der DVGW-Vorstandsvorsitzende Prof. Dr. 

Gerald Linke. 

Unterstützung aus 

Schleswig-Holstein 

Die Landesregierung von Schleswig-Holstein 

setzt sich für den „grünen“ Wasserstoff 

ein. So soll der Wasserstoff auf die 

THG-Minderungsquote bei Biokraftstoffen 

angerechnet werden. Das soll in Artikel 25 

der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

(REDII) geregelt werden. Mit der Forderung 

nach voller Anrechnung des grünen 

Wasserstoffs auf die THG-Minderung richtet 

sich Kiel auch gegen den Vorschlag in 

der Brüsseler Debatte, nur den Ökostrom- 

Anteil des jeweiligen Landes in Ansatz zu 

bringen. 

Das wären in Deutschland zurzeit 36 Prozent. 

Im Gegenzug zur Anrechnung von 100 

Prozent des eingesetzten Ökostroms bieten 

Umwelt- und Wirtschaftsministerium die 

Einführung eines Zertifizierungssystems 

an. Damit soll der Einsatz des Ökostroms 

über die gesamte Produktionskette bis hin 

zum grünen Wasserstoff und gegebenenfalls 

weiter zum konventionellen Kraftstoff 

lückenlos dokumentiert werden. Für den 

Strom soll es einen Herkunftsnachweis 

geben. Zertifikatestrom beispielsweise aus 

norwegischer Wasserkraft soll nicht zulässig 

sein. 

Autor 

Thomas Gaul 


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41

Praxis 


Delphin sorgt für sauberes Wasser 

Foto: Delphin Water Systems 

Einbau von sechs 

Behältern auf dem 

Betrieb von Peter Tipke 

in Bargstedt im Kreis 

Stade. 

Die in Buxtehude ansässige Delphin Water Systems GmbH & Co.KG schickt sich an, ihre 

im privaten Bereich seit vielen Jahren erfolgreich eingesetzten Klärsysteme nun auch 

vermehrt auf Biogasanlagen für die Aufbereitung von belastetem Niederschlagswasser 

einzusetzen. Eine Pilotanlage ist bereits seit 2013 in Betrieb. 

Von Dierk Jensen 

Kläranlagen von Delphin Water Systems sind 

seit vielen Jahren weltweit im Einsatz: in 

Spanien, Griechenland und Kenia genauso 

wie in Russland oder Saudi-Arabien. 

Die Klärtechnik beruht auf dem seit vielen 

Jahrzehnten etablierten sogenannten Festbettverfahren, 

bei dem Abwasser durch die Belüftung von Bakterienkulturen, 

die sich auf Trägermaterialen ansiedeln, 

gereinigt wird. Gerade bei Privathaushalten, die nicht 

an das öffentliche Kanalnetz angeschlossen sind, wird 

auf diese Klärmethode zurückgegriffen, und dies sowohl 

in Deutschland als auch im Ausland. 

Carsten Ruck, Gründer und Geschäftsführer des kleinen 

mittelständischen Umwelttechnik-Unternehmens, 

erklärt die Vorteile beim Rundgang durch die neue 

Werkshalle im Gewerbegebiet von Buxtehude: „Unser 

System ist sehr effizient, es braucht wenig Raum und 

lässt sich zügig einbauen. Zudem eignet es sich besonders 

für Einsatzbereiche, wo Abwasser beziehungsweise 

belastete Niederschlagsmengen stark schwanken.“ 

Vormontage in der Werkshalle 

Das klingt gut, wenngleich Ähnliches sicherlich auch 

von Mittwettbewerbern zu hören ist. Daher verweist 

Ruck gern auf die wichtigste Komponente im System. 

Es ist der patentierte Behälter aus Polyethylen, in den 

die mehrstufige Klärung integriert ist und der in der 

Regel unter der Erde verbaut werden kann. Die schwarzen 

Behälter sind mit einer Wandstärke von nur 10- 

12 Millimeter und trotz einer Größe von 2,30 Meter in 

Höhe und Breite relativ leicht und daher problemlos zu 

transportieren. Die Vormontage findet in der Werkshalle 

statt, sodass auf der späteren Baustelle nur noch Arbeiten 

für Verrohrung und Elektrik vorgenommen werden 

müssen. Seit der Gründung im Jahr 2005 hat Delphin 

Water Systems jährlich rund 600 bis 700 Kläranlagen 

installiert – im Inland wie im Ausland. Vor einigen Jahren 

kam nun die Biogasbranche auf die Klärtechnik-Experten 

zu. Anlagenbetreiber erkundigten sich, ob sich 

diese Klärtechnik nicht zur Behandlung von belastetem 

Niederschlagswasser, das auf den versiegelten Flächen 

anfalle, verwenden lasse. „Wir haben uns dann mit diesem 

Thema näher beschäftigt“, erzählt Ruck vom behutsamen 

Einstieg in ein ganz neues Betätigungsfeld. 

„Wir haben uns in der Folge viele Biogasanlagen ganz 

genau angeschaut. Wir besuchten Anlagen, auf denen 

wir versiegelte Flächen von 10.000 Quadratmetern und 

noch mehr vorfanden. Angesichts begrenzter Lagerflächen 

sowie ungünstiger Witterungsbedingungen ist die 

Herausforderung für eine bedarfsgerechte Behandlung 

42


Praxis 

Fotos: Dierk Jensen 

Peter Tipke vor einem der unterirdisch 

verlegten Aufbereitungsbehälter. 

Delphin Water-Geschäftsführer 

Carsten Ruck. 

der Abwässer auf Silo- und Fahrflächen im Zweifelsfall 

schon recht groß“, macht Ruck aufmerksam. 

Modular erweiterbar 

„Wir haben mittlerweile ein modular erweiterbares System 

entwickelt, das für einen Kubikmeter zu reinigendes 

Regenwasser relativ geringe Kosten von nur 1,50 

bis maximal 2 Euro beansprucht“, positioniert sich 

Ruck gegenüber anderen Reinigungssystemen durchaus 

selbstbewusst. Sein Konzept scheint unter Biogasanlagenbetreibern 

offenbar große Neugier zu wecken. 

So standen die Betreiber nach Rucks Worten bei der 

Biogas Convention im Dezember 2017 in Nürnberg 

Schlange, um sich am Messestand über die Technik 

von Delphin Water Systems zu informieren. 

Tatsächlich ist die Suche aufgrund der Verordnung über 

Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen 

(AwSV) und der seit Juni 2017 in Kraft getretenen 

neuen Düngeverordnung nach sicheren, funktionierenden, 

kostengünstigen und auch pflegeleichten Aufbereitungsmethoden 

von mehr oder minder belastetem 

Regenwasser auf versiegelten Betriebsflächen größer 

denn je. Wissen doch alle, dass eine nicht ordnungsgemäße 

Handhabe dieses in der Vergangenheit etwas 

vernachlässigte Thema ernsthafte Konsequenzen haben 

kann. 

Derweil hat Peter Tipke, Milchviehhalter von 600 Kühen 

am sandigen Standort Bargstedt im Landkreis Stade 

und zudem Betreiber einer Biogasanlage mit einer 

Leistung von 500 kW, das Regenwasserproblem schon 

gelöst. Er hat sich als erster Anlagenbetreiber für das 

System von Delphin entschieden und es auf seinem Betrieb 

schon im Jahr 2013 eingebaut. 

Er ist quasi der Testpilot, zeigt sich 

aber durchaus zufrieden. „Kann ich 

nur empfehlen“, ist Tipke zu entlocken, 

der seine vom Hersteller PlanET 

errichtete Anlage im Jahr 2009 – 

damals noch mit Gülle-Bonus – ans 

Netz brachte. 

Klar, auch Tipke beschäftigt derzeit 

vor allem die Düngeverordnung und 

die Frage: Wohin mit der Gülle? Daher 

ist für ihn das Thema der Niederschlagswasserbehandlung 

eher 

nachrangig, zumal es aus seiner Sicht 

ein überschaubares und lösbares Problem 

darstellt. So fallen auf seinem 

Betrieb jährlich ungefähr rund 7.000 

Kubikmeter Regenwasser an, also 

durchschnittlich rund 20 Kubikmeter 

pro Tag. 

Aufgefangen wird es in einem Sammelbecken, 

bis es schließlich in die 

Bild oben und darunter: In der Firmenhalle 

unterirdisch verlegten fünf Behälter von Delphin Water Systems im neuen 

von Delphin überführt wird: zuerst Gewerbegebiet in Buxtehude werden die 

in die Vorklärkammer, dann in zwei Aufbereitungsbehälter für die jeweiligen 

belüftete Festbettkammern, nachfolgend 

in die Nachklärung und schließ- 

Einsätze präpariert. 

lich in die Ablaufkontrolle. 

Dabei ist dem Sammelbecken ein manuell zu bedienender 

Trennschacht vorgeschaltet, in dem schwer belastete 

Sickersäfte – je nach Situation – sinnvollerweise 

in die Fermenter geleitet werden. 

43

Praxis 


Links: Blick von oben in 

einen der Aufbereitungsbehälter 

hinein. 

Rechts: Je nach Bedarf 

und Notwendigkeit wird 

Sauerstoff in das Abwasseraufbereitungssystem 

hineingeblasen. 

Das Oberflächenwasser 

wird erst in einem 

Auffangbecken gesammelt 

und dann in die 

Aufbereitungsanlage 

geschickt. 

Leitfähigkeitsmessung trennt 

unterschiedlich belastetes Wasser 

„In diesem Fall war diese Trennvorrichtung schon installiert, 

bei Bedarf können wir aber auch ein Separationsgerät 

mit anbieten, das mittels einer Leitfähigkeitsmessung 

zwischen stark belastetem und geringer 

belastetem Wasser unterscheidet und entsprechend 

umlenkt“, erklärt Ruck auf dem Hof von Tipke. Dabei 

erreichen sie am Ende der biologischen Behandlung an 

diesem Standort, so Ruck weiter, beim Einleiten des gereinigten 

Regenwassers in den Vorfluter oft traumhafte 

CSB-Werte von 50 Milligramm (mg) pro Liter, die durch 

eine sogenannte Redox-Messung überprüft werden. 

Wenn die Anlage im Durchschnitt rund 100 mg CSB 

pro Liter erzielt, sei dies auch noch vorbildlich. „Mit 

der Unteren Wasserbehörde des Landkreises Stade gibt 

es keine Probleme“, freut sich Tipke über keine Komplikationen 

in der Vergangenheit. Was die zuständige 

Stelle beim Landkreis dazu selbst sagt, bleibt indes 

offen, da trotz mehrmaligem Nachfragen auch nach 

Wochen keine konkrete Stellungnahme in Erfahrung zu 

bringen war. Offensichtlich sei das auch für die zuständige 

Untere Wasserbehörde noch absolutes Neuland, 

merkt Ruck vorsichtig an. Sein Kenntnisstand ist, dass 

man dazu im Landkreis letztlich noch gar keine feste 

Regelung vereinbart habe. 

Wie dem auch sei, der Betrieb von Tipke scheint mit 

dem Verfahren von Delphin gut präpariert zu sein, welche 

Regelungen auch immer noch kommen mögen. Zumal 

die unter der Erdoberfläche installierte Anlage keinen 

zusätzlichen Platz einfordert und der Einbau ohne 

große Geräte relativ rasch über die Bühne ging. Zudem 

ist der Wartungsaufwand klein; die PE-Behälter halten 

wahrscheinlich für eine halbe Ewigkeit, auf jeden Fall 

viel länger als die 20-jährige Laufzeit des EEG. 

Und da keine elektrischen Komponenten oder anderen 

beweglichen Teile sich im Abwasserfluss befinden, 

entfällt weitestgehend das Auswechseln von anfälligen 

Verschleißteilen. Dann ist doch alles paletti, oder? Eigentlich 

schon, räumt Ruck ein. Jetzt fehlen nur noch 

genügend solvente Biogasanlagenbetreiber, die sich für 

dieses erprobte System entscheiden, um zumindest eines 

von aktuell vielen Problemen zu lösen. 

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Dierk Jensen 


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45

Praxis 


Wildpflanzenfelder sind 

Biotope in der Agrarlandschaft 

Sie blühen bunt und in ihnen summt und zirpt es: Energiepflanzenfelder, die aus Pflanzenmischungen 

bestehen, die in der Landwirtschaft eher als Unkräuter gelten. Genau diese 

Pflanzenmischungen bieten biologische Vielfalt und erzielen in manchen Regionen bessere 

Deckungsbeiträge als der Anbau von Getreide, insbesondere in trockenen Jahren. 


Steffen Schirmacher- 

Rohleder zeigt Ende 

Mai die Wuchshöhe 

der Wildpflanzenmischung. 

Die Pflanzen 

sind bereits ca. 130 

Zentimeter hoch und 

das, obwohl es seit 

sechs Wochen keinen 

Niederschlag mehr 

gegeben hat. 

Während sich die Namen Lichtnelke, 

Natternkopf und Flockenblume noch 

recht fremd anhören, sind Malve, 

Rainfarn, Beifuß und Eibisch schon 

eher bekannt. Die Samen dieser Pflanzen 

und noch vieler anderer sind Bestandteil einer 

Saatgutmischung mit der Bezeichnung BG90 aus dem 

Hause Saaten Zeller. Seit mittlerweile zehn Jahren bauen 

Landwirte im Raum Dorsten/Gladbeck in Nordrhein- 

Westfalen spezielle Wildpflanzenmischungen für die 

Biogasanlage der TerraSol Wirtschaftsdünger GmbH in 

Dorsten an. 

Die vor Ort ansässige ODAS GmbH managt die Substratanlieferung 

und die Gärdüngervermartung für die 

Biogasanlage. Deren Geschäftsführer 

Steffen Schirmacher-Rohleder hat 

das Projekt „Blühende Bioenergie 

Dorsten“ ins Leben gerufen, in dessen 

Rahmen die Wildpflanzenmischungen 

angebaut werden. Bei der Feldbesichtigung 

zu Beginn der letzten Maiwoche 

blühte bereits die Rote Lichtnelke. 

„Für uns war von Anfang an 


wichtig, dass sich der Anbau für die Landwirte rechnet. 

Während vor zehn Jahren nur wenige Hektar eingesät 

worden sind, kommen wir heute immerhin auf 19 Hektar 

von acht Landwirten“, freut sich der Unternehmer. 

Und er hofft, dass bald noch mehr Landwirte mitmachen. 

Das ist gut möglich, denn auf der einen Seite 

haben die Anbauer um Schirmacher-Rohleder viele Erfahrungen 

in den vergangenen Jahren gesammelt und 

die Erträge haben sich in den letzten drei Jahren sehr 

gut entwickelt. 

Getreide vertrocknet, Wildpflanzen wachsen 

Auf der anderen Seite ist bei Vegetationsbedingungen 

wie in diesem und im letzten Jahr im Getreideanbau 

kein Geld zu verdienen, wie der Diplom-Agraringenieur 

erklärt. „Es hat seit sechs Wochen keinen Ertrag beeinflussenden 

Regen mehr gegeben. Im letzten Jahr war 

das Frühjahr auch zu trocken. Die Bauern werden wohl 

nur vier bis fünf Tonnen Wintergerste ernten. Sie erhalten 

für das Getreide, wenn sie es verkaufen, rund 700 

Euro, haben aber Kosten von mindestens 800 Euro. 

Beim Weizen werden die Bauern ebenfalls dramatische 

Verluste verbuchen müssen.“ 

Foto: ODAS GmbH 

Wildpflanzenfeld in 

voller Blütenpracht. 

46


Praxis 

Ansaatjahr: 14 Tage nach der Saat der Wildpflanzenmischung sind am 26. September 

bereits die ersten Pflanzen im Zwei- bis Dreiblattstadium zu erkennen. 

Wildpflanzenacker zwei Monate nach der Ansaat. Die jungen Pflanzen wachsen 

zwischen den Getreidestoppeln auf und haben sich schon gut entwickelt. 

Fotos: ODAS GmbH 

Wildpflanzen im Frühjahr mit rund 50 Zentimeter Wuchshöhe. 

Energie aus Wildpflanzen: 

Die Vorteile auf einen Blick 

ffEinmalige Saatgutkosten und langjährige Nutzung. 

ffFür fünf und mehr Jahre. 

ffBreite Standortanpassung. 

ffGute Silierfähigkeit. 

ffIn der Regel kein Pflanzenschutz nötig. 

ffBei reduziertem Düngeraufwand ideal für Wasserschutzgebiete 

(bei geringerer Erntemenge). 

ffGeringe Bodenverdichtung. 

ffDeutliche Verminderung von Bodenabtrag durch Erosion. 

ffVerbesserung der Humusbilanz. 

ffGeringe Nährstoffverluste durch ganzjährige Begrünung. 

ffZusätzlicher Lebensraum für Wildtiere, hervorragend für Bienen. 

ffÖkologischer Mehrwert, Imagegewinn für die Biogasproduktion. 

ffSenkung der Produktionskosten durch nur zwei Arbeitsschritte (Düngen 

und Ernten) ab dem zweiten Standjahr. 

ffVerminderung des Wildschadenrisikos. 

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Praxis 


Ende Mai blühte in diesem Jahr die Lichtnelke. 

Als Alternative zum Getreideanbau sieht Schirmacher-Rohleder 

den Energiepflanzenanbau mit Wildpflanzen. Denn die haben kein 

Wasserstress. Und trotz des fehlenden Regens stehen die Pflanzen 

Ende Mai sehr dicht und sind schon über einen Meter hoch. Deren 

Anbauvollkosten betragen 500 Euro im Etablierungsjahr. Das 

Saatgut kostet 35 Euro pro Kilogramm. Zehn Kilogramm pro Hektar 

werden ausgesät. In den Folgejahren muss dann nur noch gedüngt 

und geerntet werden, da die Pflanzen immer wieder neu austreiben. 

Fünf bis sieben Jahre lässt sich ein Wildpflanzenbestand nutzen. 

Vereinzelt muss eventuell eine Pflanzenschutzmaßnahme gegen 

Gräser vorgenommen werden. „Wir haben das Saatgut ganz flach 

im Boden abgelegt. Gesät wird direkt in die Getreidestoppel oder 

ohne Bodenbearbeitung nach der GPS-Ernte“, macht Schirmacher-Rohleder 

aufmerksam. Geerntet wird im zweiten Anbaujahr je 

nach Vegetationsverlauf zwischen Ende Juli und Mitte August. Der 

Bestand ist dann bis zu 180 Zentimeter hoch. Mitten im Feld sollte 

ein schmaler Streifen oder eine große blühende Insel stehen bleiben, 

damit die Bienen und andere Insekten diese zur Orientierung 

ansteuern können. Der Erntetermin muss passen, da die Pflanzenstängel 

bald verholzen. Die Ernte geschieht mit einem Maishäcksler, 

der vorne einen GPS-Erntevorsatz montiert bekommt. Die Pflanzen 

werden wie Mais direkt im Stand geerntet. 

Die örtlichen Imker sind von den Wildpflanzenflächen 

begeistert. Sie stellen ihre Bienenvölker 

an die Felder. 

Hinweisschilder an den Feldrändern machen 

deutlich, dass hier Wildpflanzen als Energiepflanzen 

im Rahmen des Projektes „Blühende 

Bioenergie Dorsten“ wachsen. 


Ab dem zweiten Erntejahr wird Geld verdient 

Der Ertrag der letzten drei Jahre schwankte zwischen 35 und 45 

Tonnen Frischmasse pro Hektar. Der Trockensubstanzgehalt liegt 

zur Ernte bei 35 Prozent. Die Wildpflanzen liefern den halben Methanhektarertag 

von Mais. Die anbauenden Landwirte bekommen 

13 bis 14 Euro pro Tonne Frischmasse, was dem halben Silomaispreis 

in der Region entspricht. Es wird deutlich, dass die Landwirte 

ab dem zweiten Erntejahr Geld verdienen, denn mit der ersten Ernte 

werden die Anbaukosten gedeckt. Erfreulich für die Anbauer ist 

auch, dass sie die Gärdüngerausbringung auf die Felder nicht bezahlen 

müssen. Die Kosten übernimmt die Biogasanlage komplett. 

Schirmacher-Rohleder erzählt, dass einer der acht Landwirte einen 

zweiten Schnitt im Oktober vornimmt und noch einmal erntet. Das 

ist dann der Fall, wenn der Silomais gehäckselt wird. Das sei aber 

nicht so optimal. Es sei für das Folgejahr besser, die Pflanzen mit 

50 bis 60 Zentimeter Wuchshöhe in den Winter gehen zu lassen. 

Im Winter frieren die Pflanzen durch Frosteinwirkung zwar ab, dies 

stellt aber für den Austrieb im nächsten Frühjahr kein Problem dar. 

Die Wildpflanzenfelder sind ein echter Imagegewinn für die Landwirtschaft 

und die Energiepflanzenproduktion. Die Bevölkerung 

freut sich und pflückt am Feldrand Blumensträuße. Die Imker stellen 

ihre Bienenkörbe auf und lassen die fleißigen Honigsammler 

die Blüten besuchen. Mit den richtigen Konzepten kann die Biogasproduktion 

ökologischer werden und viel für die Biodiversität in 

der Natur machen. 

Autor 




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Bund), Achim Nagel 

(Geschäftsstellenleiter), 

Rainer Striebel 

(Regionalvermarktung), 

Volkmar Klaußer 

(Geschäftsführer 

Stadtwerke Nürtingen) 

und Otto Körner 

(Fachverband Biogas, 

Regionalreferent 

Baden-Württemberg). 

Ein in Deutschland bislang einmaliges Projekt startete Ende April: Um neue Lebensräume 

für Insekten zu schaffen, säten Landwirte im Biosphärengebiet Schwäbische Alb Wildpflanzen 

zur Energiegewinnung in Biogasanlagen aus. Die Finanzierung der Projektkosten 

erfolgt durch den bundesweiten Verkauf von Bienenstrom. 

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

Bienenstrom ist ein Stromprodukt der Stadtwerke 

Nürtingen, das Ökostrom und die 

privatwirtschaftliche Finanzierung von artenreichen 

Blühflächen kombiniert. Das 

Besondere daran ist, dass mit jeder durch 

die Stadtwerke Nürtingen verkauften Kilowattstunde 

Bienenstrom 1 Cent in das Projekt zum An- und Ausbau 

von Blühflächen fließt. Das innovative Projekt ist eine 

Kooperation der Stadtwerke Nürtingen GmbH und des 

Biosphärengebiets Schwäbische Alb. 

„Durch den Kauf des bienenfreundlichen Stroms können 

unsere Kunden den Wildpflanzen-Anbau unterstützen 

und zu Blühhelfern werden“, so Volkmar Klaußer, 

Geschäftsführer der Stadtwerke Nürtingen. Die am 

Projekt beteiligten Landwirte werden hingegen Blühpaten 

genannt. Neun Landwirte und agrarwirtschaftliche 

Unternehmen machen mit und schaffen auf einer 

Gesamtfläche von aktuell rund 13 Hektar zusätzliche 

Blühflächen. 

Einer von ihnen ist Dennis Striebel, der eine 750-kW- 

Biogasanlage betreibt. Die Ackerfläche, die er bereitstellt, 

umfasst 0,7 Hektar. Mit der Aussaat am 27. April 

„Wenn die Kleinlebewesen 

sterben, haben wir ein richtiges 

Problem“ 

Dennis Striebel 

auf seinem Acker in Münsingen-Buttenhausen fiel der 

offizielle Startschuss zum Projekt. Seit diesem Tag ist 

die Website www.bienenstrom.de online und die Kunden 

können den bienenfreundlichen Strom beziehen. 

Wie wichtig dieses in Deutschland bislang einmalige 

Projekt ist, zeigte die Anwesenheit von Regierungspräsident 

Klaus Tappeser an diesem Tag. Er sprach in 

Buttenhausen von einem „wichtigen und guten Ereignis“, 

einem weiteren Meilenstein im Biosphärengebiet, 

bei dem es nur Gewinner gebe. Bienenstrom sei eine 

pfiffige Idee der Stadtwerke Nürtingen, die zusammen 

mit den Mitarbeitern des Biosphärengebiets entwickelt 

worden sei. „Ab sofort haben Verbraucherinnen und 

Verbraucher durch den Bezug von Bienenstrom die 

Möglichkeit, einen aktiven Beitrag zum Erhalt und zur 

50


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Die 700-kW-Biogasanlage von Dennis Striebel soll bald mit Wildpflanzen gefüttert werden. Wildpflanzen 

bringen im Vergleich zu Mais etwa die Hälfte des möglichen Methanertrags pro Hektar. Deshalb erhalten die 

beteiligten Landwirte und Biogasanlagenbetreiber dauerhaft einen festgelegten, jährlich zur Auszahlung 

anstehenden Blühhilfe-Beitrag pro Hektar Anbaufläche. 

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Förderung der biologischen Vielfalt quasi 

fast vor ihrer Haustüre zu leisten“, so 

Tappeser. 

„Es war nicht einfach, Landwirte für das 

Projekt zu finden“, erinnert sich Dr. Manfred 

Albiez, der das Sonderprojekt für die 

Stadwerke Nürtingen betreut. „Wir waren 

sehr froh, dass uns der Fachverband Biogas 

dabei geholfen hat“. Das Regionalbüro 

Süd hatte seine Mitglieder angeschrieben 

und das Interesse geweckt. Neun Landwirte 

und das Landesgestüt Marbach sind 

nun dabei. Dennis Striebel kennt die Beweggründe: 

„Wir machen mit für Umwelt 

und Klima, denn wenn die Kleinlebewesen 

sterben, haben wir ein richtiges Problem.“ 

Otto Körner, Regionalreferent Süd des 

Fachverbandes Biogas, erklärt die anfängliche 

Zurückhaltung der Landwirte: „Viele 

fürchteten wirtschaftliche Einbußen, weil 

Wildpflanzen im Vergleich zu Mais nur 

etwa die Hälfte des möglichen Ertrags pro 

Hektar bringen.“ Zudem seien die Anbaukosten 

deutlich höher. Der Wildpflanzensamen 

koste etwa 350 Euro pro Hektar, fast 

doppelt so viel wie der Mais. „Momentan 

haben wir das Projekt vorfinanziert“, fügt 

Albiez hinzu. Im ersten Jahr hätten die 

Landwirte das Saatgut bekommen. 

„Wir erhalten eine kleine Prämie, sodass 

das Saatgut bezahlt ist“, bestätigt Biogasproduzent 

Manfred Kloker, der 2,5 Hektar 

in das Projekt einbringt. Doch die Unterstützung 

beim Saatgutkauf allein reiche 

nicht aus: „Deshalb erhalten die beteiligten 

Landwirte und Anlagenbetreiber 

dauerhaft einen festgelegten, jährlich zur 

Auszahlung anstehenden Blühhilfe-Beitrag 

pro Hektar Anbaufläche“, so Albiez. Er 

liege in dem Bereich, was die Landwirte für 

Greening-Flächen bekommen. 

Für Otto Körner ist deshalb das Projekt 

„einzigartig“ und „besonders wertvoll“. 

Erstmalig bundesweit erhielten Biogas- 

Landwirte für eine Naturschutzdienstleistung 

eine privatwirtschaftliche Honorierung. 

Körner hofft, dass der Bienenstrom 

auch zu mehr Kommunikation und gegenseitigem 

Verständnis zwischen Landwirten 

und Bürgern führt. 

20 verschiedene Pflanzenarten in 

der Saatmischung 

„Für einen hohen Ertrag ist die richtige Zusammensetzung 

der Blühmischung wichtig“, 

so Körner, deshalb sei sie von den 

Projektpartnern gemeinsam ausgewählt 

worden. Die Mischung BG 70 von Saaten 

Zeller enthält heimische Pflanzen wie 

Steinklee, Buchweizen, Malve, Eibisch, 

Flockenblume und Rainfarn: Insgesamt 

besteht die Mischung aus mehr als 20 

verschiedenen Pflanzenarten, die zusätzlichen 

Lebensraum für Wildtiere schaffen 

sollen. Enthalten sind ein- und mehrjährige 

Pflanzen, dadurch ändert sich der optische 

Eindruck der Blühflächen von Jahr 

zu Jahr. 

Aufgrund der relativ tiefen Durchwurzelung 

nutzen die Wildpflanzen Wasser- und 

51 

Biomischer 12 bis 80m³ 

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Praxis 


Nach der Aussaat 

schauen sich (von 

links) Rainer Striebel, 

Manfred Klocker, Otto 

Körner und Dennis 

Striebel den Boden an, 

die lange Trockenheit 

macht ihnen Sorgen. 

„In diesem Jahr haben 

wir viel zu wenig Regen 

bekommen“, bedauert 

Dennis Striebel. 

Nährstoffreserven auch in tiefen Bodenlagen. Zudem 

macht die Mehrjährigkeit den Bestand wesentlich 

unempfindlicher gegenüber schlechter Witterung. Zunächst 

ist das Projekt auf fünf Jahre ausgelegt. „Weil 

das Saatgut aus einer Mischung verschiedener Pflanzen 

besteht, verteilt sich das Risiko“, bestätigt Dennis 

Striebel und der Landwirt kennt noch weitere Vorteile: 

„Wir benötigen keine Spritzmittel und die jährliche Bodenbearbeitung 

entfällt“, sagt er. 

Auch die Düngung könne reduziert werden. „Wir sind 

gespannt, ob es so gut wird, wie wir uns das vorstellen“, 

fügt Biogasproduzent Kloker hinzu. Die erste Ernte soll 

im September sein. „Wir rechnen schon mit Einbußen 

auf der Ertragsseite“, sagen die Biogas-Bauern, doch 

Optimismus und Engagement seien bei dem Projekt 

unerlässlich. „Die Landwirte müssen auf jeden Fall 

Geduld aufbringen“, weiß Annette Seehaus-Arnold. Die 

Vize-Präsidentin des Imker-Bundes hat dieses Wissen in 

Mit der Aussaat am 27. April auf dem Acker von Dennis Striebel in 

Münsingen-Buttenhausen fiel der offizielle Startschuss zum Projekt. 

Seit diesem Tag ist die Website www.bienenstrom.de online 

und die Kunden können den bienenfreundlichen Strom beziehen. 

dem bereits laufenden Projekt „Blühende Energiepflanzen 

statt Mais“ in Ostheim vor der Rhön gesammelt. 

Zwei Blühphasen möglich 

„Die Wildpflanzen sind relativ spät gekommen und 

waren anfangs auch etwas mickrig“, erinnert sich die 

Imkerin. „Dann aber waren sie umso schöner und sie 

waren fast drei Meter hoch.“ Landwirte und Bevölkerung 

seien begeistert gewesen. „Wildpflanzen blühen 

insgesamt lang und, je nach Erntezeitpunkt, danach 

noch einmal“, auch das mache sie sehr interessant für 

die Bienen. Auch Niederwild, wie Hasen und Rebhühner, 

würden einen idealen Schutz erhalten. 

Wildpflanzen schützen den Boden aktiv, denn durch 

die geschlossene Fläche wird eine Bodenerosion verhindert. 

Durch sie baue sich Humus, ein hervorragender 

CO 2 

-Speicher, wieder auf und die Gewässer würden 

entlastet: „Mancherorts haben wir große Probleme mit 

52


Praxis 

Nitrat im Grundwasser“, berichtet Seehaus-Arnold. 

Erste Untersuchungen zeigten, dass die Wildpflanzen 

das Nitrat aus dem Boden ziehen und dadurch neben 

dem Trinkwasser auch die Gewässer schützen. 

Auch aus der Sicht des Imker-Bundes verläuft die Entwicklung 

für die Bienen „dramatisch“. Dabei sind Insekten 

unerlässlich für ein gesundes Ökosystem. Sie sind 

die wichtigsten Pflanzenbestäuber, regulieren Schädlinge 

und dienen zahlreichen anderen Arten als Futter. 

Ohne tierische Bestäuber nehmen die Erntemengen und 

die Qualität der Feldfrüchte deutlich ab. „Deshalb wollen 

wir die Landwirte dazu bewegen, dass sie einen Teil 

ihrer Flächen der Umwelt und den Insekten widmen“, 

verdeutlicht Seehaus-Arnold und betont den ökologischen 

Nutzen der Blühflächen, nicht nur für die Honigbiene, 

sondern auch für die Vögel und Wildtiere. 

„Doch für diese Leistung müssen die Landwirte entschädigt 

werden“, so die Fachfrau, eine Anrechnung 

dieser Äcker als Greening-Flächen sei deshalb sehr 

wichtig. Otto Körner beschreibt die gesetzliche Lage: 

„Bislang sind Wildpflanzen nur als Brache greeningfähig, 

also nicht nutzbar“, das mache sie für Biogas- 

Landwirte (ohne Bienenstrom-Förderung) völlig uninteressant. 

Im Gegensatz dazu dürften Durchwachsene 

Silphie und Miscanthus geerntet werden. „Sie werden 

als ökologische Vorrangflächen anerkannt“, so Körner. 

Ohne eine weitere Nutzung würde sich der Anbau von 

Wildpflanzen für die Landwirte aber nicht rechnen. 

Biogas sei ein Teil der Lösung, wenn ein umweltfreundlicher 

Anbau das Ziel ist. Diese Form der Energieerzeugung 

benötige keine Rein- oder Monokultur. „Die Biogasnutzung 

ist eine Voraussetzung für die Verwertung 

von nicht essbaren Wildpflanzen“, resümiert Körner. 

„Überall wird in den Medien von Insektensterben berichtet“, 

fügt Volkmar Klaußer hinzu. „Es wird Zeit, 

dass wir alle etwas dagegen tun.“ Für die Zukunft würde 

sich der Geschäftsführer der Stadtwerke Nürtingen 

„freuen, wenn das Projekt durch neue Kunden und Flächen 

wächst. Der Start war gut, ausgehend von einem 

Stromverbrauch von etwa 3.000 Kilowattstunden, können 

wir etwa 300 Kunden versorgen.“ Im ersten Jahr 

wollen die Stadtwerke auf etwa 600 Bienenstrom-Kunden 

verdoppeln. Parallel zum Internet-Vertrieb soll der 

Anbau ausgebaut werden. Momentan ist das Projekt in 

und um das Biosphärengebiet beschränkt, Landwirte 

aus der Region sind aber noch herzlich willkommen. 

„Weitere Biogas-Landwirte stehen bereits in den Startlöchern“, 

sagt Otto Körner lachend. 

Autorin 

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

Freie Journalistin 

Hohlgraben 27 · 71701 Schwieberdingen 

Tel. 0 71 50/9 21 87 72 

Mobil: 01 63/232 68 31 

E-Mail: braesel@mb-saj.de 

www.mb-saj.de 

Biogaslandwirte des 

Fachverbandes Biogas 

e.V. als „Blühpaten“, 

von links: Dennis 

Striebel, Jörg Kautt, 

Roland Locher, Ingo 

Hiller, Markus Hagen, 

Manfred Kloker, Alfred 

Bohnacker und vom 

Haupt- und Landgestüt 

Marbach Thomas Engelhart 

und Dr. Claudia 

Gille. 

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53

Das 2011 etablierte Silphiefeld von Rainer Niedermeyer – fotografiert am 14. Mai 2018: Der Regenschirm ist 

80 Zentimeter lang. Das heißt, dass die Pflanzen 40 bis 110 Zentimeter lang waren. 

1. Juni 2018: Silphiepflanzen zwischen den Maisreihen. 

Die Silphie-Pflanzenreihe ist lückig, der Boden 

ist verschlemmt. Achtung: Der Gliedermaßstab steckt 

zwei Zentimeter im Boden. Die Silphiepflanzen sind 

also 6 bis 8 Zentimeter hoch, während der Mais etwa 

16 Zentimeter hoch ist. 

18. Juni 2018: inzwischen sind die Pflanzen auf dem 

alten Feld bis zu 220 Zentimeter lang. 

Silphiepflanzenfeld fotografiert Anfang Juni 2018. 

Mittlerweile sind die längsten Pflanzen 170 Zentimeter 

lang. 


18. Juni 2018: auf dem alten Feld beginnen die 

ersten Pflanzen zu blühen. 

Wasser steht in den Blattachseln. Anhand des 

Fotos ist gut zu verstehen, warum die Silphie auch 

Becherpflanze heißt. 

18. Juni 2018: Silphie unter Mais. Der Mais ist etwa 

50 Zentimeter lang und die Silphiepflanzen sind 6 

bis 15 Zentimeter hoch. 

Vegetationsbericht Durchwachsene Silphie 

Im Biogas Journal Ausgabe 2_18 haben wir ausführlich über den Anbau der Durchwachsenen Silphie berichtet. 

In der Ausgabe 3_18 ist auf Seite 7 ein Vegetationsbericht abgedruckt. In diesem Journal setzen wir den 

Vegetationsbericht fort. Allerdings berichten wir nur über einen Standort (siehe Fotos). 

Borgholzhausen, NRW: Die Silphiepflanzenfelder 

von Rainer Niedermeyer wurden am 

14. Mai, am 1. Juni und am 18. Juni besucht. 

Das Feld, das 2011 mit Stecklingen 

etabliert worden ist, zeigte Mitte Mai – vier 

Wochen nach dem letzten Besuch – einen 

guten Wachstumsschub. Die Pflanzen waren 

zwischen 40 und 110 Zentimeter hoch. 

Ende Mai musste auf der Fläche eine Pflanzenschutzmaßnahme 

gegen Gräser vorgenommen 

werden. Die Überfahrt haben die 

Silphiepflanzen gut verkraftet. Anfang Juni 

war die Fläche bereits so gut entwickelt, 

sodass die Pflanzen 100 bis 170 Zentimeter 

hoch waren. Mitte Juni war der Bestand 

dicht geschlossen und 130 bis 220 Zentimeter 

hoch. Die ersten Einzelpflanzen blühten 

bereits. 

Das Donau-Silphiefeld, in dem die Silphie 

zwischen den Maisreihen wächst, ist einige 

Kilometer von dem anderen Feld entfernt. 

Hier sind die Boden- und Niederschlagsbedingungen 

ganz anders. Diese Fläche wurde 

Ende April eingesät. Während die Maisreihen 

beim Besuch des Feldes Mitte Mai alle 

zu sehen waren, kam die Silphie erst langsam 

zum Vorschein. Die Silphiereihen waren 

noch lückig und die Pflanzen zeigten ein bis 

zwei Blätter. Anfang Juni hatte die Silphie 

mittlerweile drei bis sechs Blätter und war 

bis zu 6 Zentimeter hoch. In der Reihe waren 

aber immer noch Fehlstellen. 

In der zweiten Maihälfte kam es zu einigen 

schweren Niederschlägen, sodass die Ackerfläche 

verschlemmte. Das hat sich auf den 

Feldaufgang der Silphie sicherlich negativ 

ausgewirkt. Mitte Juni hatte der Mais an 

Wuchshöhe gewonnen. Er war rund 50 Zentimeter 

lang. Die Silphie hatte immer noch 

lückige Reihen. Die Pflanzen waren 6 bis 15 

Zentimeter lang und hatten drei bis sieben 

Blätter. Sie waren in sich sehr unterschiedlich 

entwickelt, so dass sich ein sehr heterogenes 

Wuchsbild darstellte. 

Autor 



54


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Praxis 


Foto: fotolia_ Victoria M 

Wenn der Unmut gärt 

Meinungsverschiedenheiten, die in mehr oder minder schweren Konflikten münden, 

können zum Beispiel geplante Bauvorhaben oder die Bewirtschaftung von Betriebszweigen 

behindern. Ist die Situation vor Ort festgefahren, ist Hilfe von professionellen Konfliktlösern 

gefragt, die zwischen den streitenden Parteien vermitteln. 

Von Dr. Bettina Knothe und Dr. Martin Köppel 

Biomasse spielt für die Energiewende eine 

wichtige Rolle. Nach wie vor werden Biogasanlagen 

in Deutschland gebaut. Bei 

konkreten Vorhaben kommt es vor Ort immer 

wieder zu Konflikten, auch mit dem 

Naturschutz. Dies belegen sowohl an das Kompetenzzentrum 

Naturschutz und Energiewende (KNE) gestellte 

Anfragen als auch eine vom KNE beauftragte wissenschaftliche 

Studie, in der gerichtliche Entscheidungen 

im Zusammenhang mit den erneuerbaren Energieträgern 

Windenergie, Wasserkraft, Photovoltaik und Bioenergie 

aus einem Zeitraum von 17 Jahren analysiert 

wurden (Hentschel 2017) [1] . 

Gerichtliche Auseinandersetzungen zu Bioenergie- 

Vorhaben betreffen hiernach sowohl die regional- und 

bauleitplanerische Ebene als auch die Ebene der Anlagengenehmigung. 

Insgesamt sei die Zahl der dokumentierten 

gerichtlichen Konflikte im Vergleich zu 

solchen im Zusammenhang mit Windenergie-Vorhaben 

jedoch deutlich gemindert. Häufig gehe es um immissionsschutzrechtliche 

Auswirkungen, wie zum Beispiel 

Gerüche oder die An- und Abfahrten der Belieferung. 

Aber auch Naturschutzkonflikte beispielsweise in Bezug 

auf die befürchtete Verunreinigung von Wasser und 

Boden, Intensivierung der Landwirtschaft (Vermaisung 

der Landschaft) sowie Sorgen in Bezug auf gesundheitliche 

Belastungen durch Lärm, Infraschall und Abgase 

spielten eine große Rolle. Zukünftig könnten laut Hentschel 

häufiger – nur mittelbar mit Biogasanlagen zusammenhängende 

– Konflikte im Zusammenhang mit 

der Ausbringung von Gärresten auftreten, da verstärkt 

Maßnahmen gegen die starke Belastung der Böden und 

Gewässer durch Nitrate und Phosphate unternommen 

werden müssten. 

Konflikten vorbeugen, Konflikte lösen 

Das Kompetenzzentrum Naturschutz und Energiewende 

unterstützt die Umsetzung einer naturverträglichen 

56


Modellhafter Ablauf einer Konfliktberatung 

Praxis 

Mischen – Fördern – 

Zerkleinern 

© 

KNE 

Energiewende, indem es Debatten im 

Spannungsfeld Naturschutz und Energiewende 

versachlicht und zur Konfliktvermeidung 

und Konfliktbearbeitung beiträgt. Die 

Konfliktberatung des KNE bietet im konkreten 

Fall den beteiligten Akteuren eine 

Erstberatung an. Diese hat zum Ziel, den 

Konflikt als solchen, seinen Eskalationsgrad 

und die Akteurskonstellation genauer 

zu erfassen und daraus weitere Schritte für 

eine Konfliktbearbeitung abzuleiten. 

Im Idealfall trägt bereits die Erstberatung 

dazu bei, dass die Akteure die Konflikte 

selber miteinander klären. Sollten sich die 

Konfliktparteien in dieser Phase jedoch 

noch nicht einigen können, vermittelt das 

KNE speziell im Konfliktfeld Naturschutz 

und Energiewende fortgebildete Mediatorinnen 

und Mediatoren, die mit ihnen den 

Dialog-Prozess weiterführen. Darüber hinaus 

bietet die Konfliktberatung Vorträge, 

Coaching und Beratung für professionelle 

Akteure an, die die Öffentlichkeit vorbeugend 

und frühzeitig in den Planungs- und 

Genehmigungsprozess von Vorhaben mit 

einbeziehen möchten. 

Die nebenstehende Abbildung dokumentiert 

beispielhaft den Ablauf einer Konfliktberatung. 

Nach Eingang einer Anfrage 

wird eine Erstberatung zur Auftragsklärung 

durch die Konfliktberaterinnen und 

Konfliktberater des KNE durchgeführt. 

Anschließend wird diese in Absprache mit 

dem Anfragenden entweder selber durch 

das KNE bearbeitet oder an den Mediatoren-Pool 

weitergeleitet. 

Gemeinsam Schritt für Schritt 

In einem konkreten Fall nahm ein Vertreter 

einer ansässigen Bürgerinitiative mit der 

Bitte um Beratung in einem akuten Konfliktfall 

Kontakt zum KNE auf. Aus dem 

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Als Weltmarktführer von Exzenterschneckenpumpen 

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Biogastechnologie bieten wir für die 

Biogasproduktion angepasste Misch- und 

Fördersysteme. Die Einsatzmöglichkeiten 

unserer NEMO® Exzenterschneckenpumpen, 

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sowie NETZSCH Zerkleinerungssysteme 

reichen vom Mischen über Fördern bis hin 

zum Zerkleinern. 

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KNE-Broschüre 

57 

Foto: Tanja Marotzke 

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Geschäftsfeld Umwelt & Energie 

Tel.: +49 8638 63-1010 

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www.netzsch.com

Praxis 


KNE im Dialog. 

Beratungsgespräch ergab sich ein erstes Bild über die 

Situation: In der Nachbargemeinde sollte eine Biogasanlage 

um eine Betriebseinheit erweitert werden. 

Während die Anwohnenden der genehmigungspflichtigen 

Gemeinde so weit von der Anlage entfernt wohnten, 

dass sie wenig Beeinträchtigung durch Geruch, 

Verkehrslärm und Bautätigkeiten sowie Beeinträchtigungen 

der Gesundheit befürchten mussten, waren 

entsprechende Sorgen der Anwohnenden der Nachbargemeinde, 

die in unmittelbarer Nähe zu der Anlage 

wohnten, bedeutend größer. Sie befürchteten erhebliche 

negative Konsequenzen für Natur, Umwelt und 

Gesundheit. 

Ein weiterer zentraler Konfliktpunkt war das Empfinden 

der Anwohnenden, mit ihren Sorgen und Argumenten 

in den professionellen Akteuren keine verhandlungsbereiten 

Gesprächspartner zu finden. Die beiden vornehmlichen 

Wünsche der Bürgerinitiative an das KNE 

waren daher, sie dabei zu unterstützen, dass erstens 

Konfliktthemen und Positionen der beteiligten 

Akteure im Konflikt klar herausgearbeitet 

und kommuniziert werden und zweitens die 

Bürgerinitiative mit den zuständigen Gemeinderäten 

und dem Betreiber in einen Dialog 

kommt. 

Auf der Basis dieser Informationen gestaltete 

die Konfliktberatung des KNE zusammen mit 

den Akteuren vor Ort im Verlauf eines halben 

Jahres einen Beratungsprozess mit mehreren 

Schritten: Zunächst wurden in Einzelgesprächen 

mit den relevanten Akteuren Argumente, 

Sachlagen, Haltungen und Positionen zum 

Konflikt sowie das jeweilige Für und Wider 

erfragt (Konfliktanalyse). Die ausgewählten 

Akteure haben sich anschließend in einem 

ersten, vom KNE moderierten, Austauschgespräch 

vor Ort über ihre Ziele und Ansprüche an die Lösungsfindung 

sowie über ihre Bereitschaft zu konstruktiver 

Verhandlung verständigt. Anschließend legten sie 

das weitere Vorgehen für die Bearbeitung der zentralen 

Konfliktthemen fest. 

In einem zweiten – vom KNE und einer Mediatorin aus 

dem KNE-Mediatorenpool moderierten – Austauschgespräch 

haben die Teilnehmenden in erweiterter 

Runde aus ihrer jeweiligen Sicht relevante konkrete 

Zielkonflikte benannt, die dazu gehörigen Standpunkte 

und Fragen diskutiert, genehmigungstechnische Verfahrensschritte 

geklärt sowie Unzufriedenheiten im 

vorangegangenen persönlichen Umgang miteinander 

besprochen. Schließlich trafen Anwohnende und Betreiber 

konkrete Verabredungen in Bezug auf technische 

Verbesserungen der bestehenden Anlage. 

In diesem vorliegenden Fall konnten die konkreten Anliegen, 

die mit dem Erweiterungsbau der Biogasanlage 

zusammenhingen, erfolgreich geklärt werden. Möglich 

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Praxis 

Weitere Informationen 

ist es jedoch auch, dass im Beratungsprozess zentrale 

Sachthemen nicht abschließend geklärt, unterschiedliche 

Wertevorstellungen nicht zufriedenstellend miteinander 

vereinbart oder persönliche Konflikte nicht 

nachhaltig ausgeräumt werden können. 

Da braucht es – vorausgesetzt, die Bereitschaft der 

beteiligten Akteure zu einer gemeinsamen Lösungsfindung 

besteht nach wie vor – eine längere Begleitung 

des Prozesses mit mehr Zeit. Hier geht es dann vielleicht 

im Kern mehr darum, festgefahrene Positionen 

zu lockern sowie emotionale Befindlichkeiten, wie 

Frustration, Voreingenommenheit und gegenseitige 

Anschuldigungen, zu verstehen, zu klären und im besten 

Fall auszuräumen. Hier wird ein Perspektivwechsel 

angestrebt. Dafür kann eine Mediation einen angemessenen 

Rahmen bieten. 

www.naturschutz-energiewende.de 

Broschüre: „Das Kompetenzzentrum stellt sich vor“ 

www.naturschutz-energiewende.de/wp-content/uploads/2018/01/Broschuere 

_Kompetenzzentrum_Naturschutz_und_Energiewende_Einzelseiten.pdf 

Flyer: „Mit uns die Energiewende naturverträglich gestalten“ 

www.naturschutz-energiewende.de/wp-content/uploads/2018/01/Flyer 

_Kompetenzzentrum_Naturschutz_und_Energiewende.pdf 

Erklärfilm: „So lösen wir Konflikte“ www.youtube.com/watch?v=eqU5cAdspPY&t=2s 

Kurzfilm: „KNE-Fachforum Mediation – bundesweit aktiv und zentral vernetzt“ 

www.youtube.com/watch?v=176qevFdnts 

Unsere Angebote 

Die Unterstützung aller Akteursgruppen hinsichtlich 

der Bearbeitung, aber auch Vermeidung von Konflikten 

sowie gegebenenfalls die Vermittlung von Mediatorinnen 

und Mediatoren, die speziell vom KNE fortgebildet 

wurden, ist nur ein Tätigkeitsfeld des KNE. 

Wer Fragen zu Naturschutzaspekten bei Planung und 

Genehmigung von Anlagen der Erneuerbaren Energien 

hat, zum Beispiel zum naturverträglichen Anbau von 

Energiepflanzen oder auch zu möglichen Auswirkungen 

solcher Anlagen auf die Tier- und Pflanzenwelt, kann 

sich vom KNE beraten und informieren lassen. 

Bei allen Naturschutzfragen, die im Zuge der Energiewende 

auftreten, unterstützt das KNE jeden Ratsuchenden 

mit fundierten Auskünften und fachlichen 

Hinweisen. Das KNE ist auch als Dialogzentrum aktiv. 

Wir laden die verschiedenen Akteure der Energiewende 

dazu ein, sich in speziellen Dialogformaten, die vom 

KNE moderiert werden, über bestehende und sich verändernde 

Rahmenbedingungen sowie über neue Herausforderungen 

für den Natur- und Landschaftsschutz 

auszutauschen und an gemeinsamen Problemlösungen 

zu arbeiten. 

[1] 

Hentschel, A. (2017): Gerichtliche Auseinandersetzungen 

im Konfliktfeld Naturschutz und Energiewende. 

Eine akteursbezogene Analyse im Hinblick auf eine zukünftige 

Verminderung und Vermeidung gerichtlicher Konfliktlösungen. 

Gutachten im Auftrag des Kompetenzzentrums 

Naturschutz und Energiewende (KNE). Dokument auf der 

KNE-Internetseite: www.naturschutz-energiewende.de/ 

fachwissen/auf-einen-blick/(letzter Zugriff: 03.05.2018). 

Autoren 

Dr. Bettina Knothe 

Dr. Martin Köppel 

Kompetenzzentrum Naturschutz 

und Energiewende (KNE) gGmbH 

Kochstraße 6-7 

10969 Berlin 

Tel. 030/7 67 37 38-0 

www.naturschutz-energiewende.de 

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Praxis 


Es geht auch 

ohne Mais 

Wer ein gelungenes Anlagenkonzept hat, kann es 

auch der Öffentlichkeit präsentieren. So wie die 

Kombination aus Bullenmast und Biogas, die von der 

Familie Bohnhorst im niedersächsischen Steimbke 

bei einem Tag der Offenen Tür vorgestellt wurde. Die 

Besucher erfuhren, dass Biogasanlagen auch ohne 

Mais funktionieren und sinnvoll Kreisläufe schließen. 


Kinder toben auf der Hüpfburg, 

ganze Gruppen stellen ihr Gewicht 

auf der Brückenwaage 

fest und Generationen treffen 

sich bei Kaffee und Kuchen in 

der Maschinenhalle: So kann es zugehen, 

wenn Betreiber wie die niedersächsische 

Familie Bohnhorst zum „Tag der Offenen 

Tür“ auf ihre Biogasanlage laden. Zahlreiche 

Besucher nutzten am ersten Juni-Wochenende 

die Gelegenheit, sich in lockerer 

Atmosphäre über die Funktionsweise einer 

Biogasanlage oder die Bedingungen in der 

modernen Tierhaltung zu informieren. Und 

dies, obwohl im nächsten Ort das alljährliche 

Schützenfest stattfand. 

Die Anlage von Heinz-Dieter Bohnhorst in 

Steimbke (Landkreis Nienburg) ist 2016 

ans Netz gegangen. Warum hat er so lange 

mit einem Tag der Offenen Tür gewartet? 

„Jetzt ist der richtige Zeitpunkt dafür“, sagt Bohnhorst. 

Die Anlage sei nun lange genug in Betrieb, sodass sich 

jetzt auch Aussagen zur Zuverlässigkeit der Technik 

„An jeden Stall gehört eine Biogasanlage“ 

Heinz-Dieter Bohnhorst 

und der Wirtschaftlichkeit treffen lassen. „Nach einem 

Jahr ist es dafür noch zu früh“, so der Landwirt. Und da 

steckte dann auch noch der Stress von der Bauphase 

in den Knochen. Obwohl die Zusammenarbeit mit den 

am Bau beteiligten Firmen reibungslos geklappt hat, 

wie er betont. 

Den Besuchern konnte er zeigen, dass sich eine Biogasanlage 

auch ganz ohne Mais betreiben lässt. „Der 

Familie Bohnhorst 

Mais dient nur zur Fütterung der Bullen“, sagt Heinz- 

Dieter Bohnhorst. Er setzt in seiner 75-kW-Anlage zu 

100 Prozent Tretmist aus der eigenen Bullenmast ein. 

„So nutzen wir den Mais doppelt“, betont der Betriebsleiter. 

Durch die Stromproduktion in der Biogasanlage 

wird umweltfreundlich Energie erzeugt, da das klimaschädliche 

Methan vermieden wird. Durch das Vergären 

entsteht zugleich ein wertvoller Dünger, der wieder auf 

den Ackerflächen eingesetzt wird. „An jeden Stall gehört 

eine Biogasanlage“, ist Bohnhorst überzeugt. Ein 

sinnvoller Kreislauf, wie er findet. 

2015 wurde mit dem Bau der Biogasanlage begonnen. 

„Das ist keine Anlage von der Stange“, hebt Bohnhorst 

hervor. Die Entscheidung fiel auf die Firma Novatech 

aus dem schwäbischen Wolpertshausen. Der Hersteller 

hat sich auf das Segment der kleineren Biogasanlagen 

spezialisiert. Und gerade der 100-prozentige 

Misteinsatz bringt schon einige Herausforderungen für 

Fotos: Thomas Gaul 

60


Praxis 

die Anlagentechnik mit sich. 

Um Probleme von Anfang 

an zu vermeiden, wurde der 

Feststoffdosierer mit einer 

Schneideinrichtung versehen, 

bevor groß dimensionierte 

Schnecken das Substrat in 

den Fermenter einbringen. 

Acht bis neun Tonnen Rindermist 

der 308 Tiere gelangen 

so jeden Tag in den Fermenter. 

Fachbesucher und interessierte 

Landwirte konnten 

sich beim Tag der Offenen 

Tür auch an einem Infostand der Firma informieren. 

Novatech-Stützpunkthändler Frank Christiansen hat 

Bohnhorst auch zur Veranstaltung geraten: „Wir haben 

das schon erfolgreich an vielen Anlagen gesehen.“ Das 

kann auch eine Anregung für andere Betreiber sein: im 

Vorfeld des Tages der Offenen Tür den Anlagenhersteller 

zu kontaktieren, der bei einer solchen Veranstaltung 

fachliche Unterstützung liefern kann. Bohnhorst sieht 

im Tag der Offenen Tür einen wichtigen Beitrag für die 

Akzeptanz der Biogasanlage in der Bevölkerung. Auch 

anderen Betreibern, die sich möglicherweise der Kritik 

ausgesetzt sehen, rät er zur Offenheit: „Den Kopf in den 

Sand stecken geht nicht!“ Bohnhorst konnte auch Gruppen 

von Fachbesuchern, etwa aus Russland, und Teilnehmer 

an Lehrgängen der nicht weit entfernten DEULA 

Nienburg auf der Biogasanlage begrüßen. 

Entmistung auf dem Futtergang 

Eine Besonderheit ist auch das Entmistungssystem im 

Bullenstall. Dabei erfolgt die Entmistung über den Futtergang. 

Gefüttert werden die Tiere über einen höher 

angebrachten Trog. Das hat gleich mehrere Vorteile: So 

ist kein Absperren notwendig, was einfach mehr Ruhe in 

den Stall bringt. Und für die Biogasanlage steht täglich 

frischer Mist zur Verfügung, was sich bei der Gasausbeute 

positiv bemerkbar macht. „Ich habe mir das System 

der Entmistung auf einem Betrieb in Süddeutschland 

angeschaut“, berichtet Bohnhorst: „Ich wollte wissen, 

ob das tatsächlich so funktioniert. Der Betrieb vermietet 

auch Ferienwohnungen, sodass wir unsere Familie für 

vier Tage dort einquartiert haben und wir uns in der Praxis 

davon überzeugen konnten.“ 

Damit sich durch den Mist keine Schwimmdecke im Fermenter 

bildet, ist die Rührtechnik besonders wichtig. 

Die Rührtechnik wurde speziell auf den Einsatz von Mist 

abgestimmt. Bei der Anlage von Bohnhorst kommen 

ein Propeller-Rührwerk von Flygt zum Einsatz sowie ein 

weiteres, etwas größeres Rührwerk. Beide lassen sich in 

der Höhe verstellen. Bei Wartungsarbeiten können sie 

einfach nach oben herausgezogen werden. 

Möglich macht das die Einbauposition in der ebenen 

Betondecke auf dem Fermenter. Denn anders als bei anderen 

Herstellern ist der Behälter nicht mit Tragluftdach, 

Wichtig ist es, an die Sicherheit der Besucher zu denken und Aufstiege 

sowie Türen von Räumen, die nicht betreten werden sollen, abzusperren. 

sondern mit einer festen Betondecke 

ausgestattet. Diese besteht 

im Prinzip aus zwei Schichten, 

zwischen denen sich eine Isolierung 

befindet. Dadurch ist eine 

dauerhaft gasdichte Abdeckung 

gewährleistet, im Gegensatz zu 

Foliendächern, die nach einem 

Sturm oder einfach wegen Alterung 

ausgetauscht werden müssen. 

Die gute Wärmedämmung 

sorgt dafür, dass die Temperatur 

im Winter gehalten werden kann. Gerade die kleinen, 

güllebasierten Anlagen haben da im Winter oft Probleme. 

Die Anlage wäre auch in der Lage, noch ohne 

weiteres Wärme abzugeben. Die Leitung wurde dazu bis 

zu den Maschinenhallen verlängert. Da das Wohnhaus 

auf dem Betrieb aber noch neu ist und entsprechend 

einen geringeren Wärmebedarf hat, wurde diese Möglichkeit 

bislang nicht genutzt. Aber für die Zukunft ist 

das nicht ausgeschlossen, wenn zum Beispiel der Bau 

eines Altenteilerhauses ansteht. Zur Stromerzeugung 

wird das Biogas in einem Blockheizkraftwerk (BHKW) 

verbrannt. Heinz-Dieter Bohnhorst setzt dabei auf einen 

Sechszylinder-Gasmotor von MAN. „Der hält länger 

als ein hochgedrehter Vierzylinder“, so seine Einschätzung. 

Außerdem seien die Ersatzteile preisgünstig zu 

bekommen. Den zusätzlichen Arbeitsaufwand durch die 

Biogasanlage beziffert Bohnhorst auf eine Stunde am 

Tag. Darin sind dann aber auch schon Servicezeiten und 

Ölwechsel eingerechnet, die nicht jeden Tag anfallen. 

Die Familie Bohnhorst ist jedenfalls froh, dass mit der 

Biogasanlage ein weiteres Standbein für die wirtschaftliche 

Stabilität des Familienbetriebes sorgt. 

Autor 

Thomas Gaul 


Im Wehrfeld 19a · 30989 Gehrden 

Mobil: 01 72/512 71 71 

E-Mail: gaul-gehrden@t-online.de 

Beim Tag der Offenen 

Tür sollten die Veranstalter 

auch an die 

kleinen Gäste denken. 

61

Praxis 


Drei Jahre TRGS 529 – an was Sie sich 

erinnern sollten und was neu hinzukam 

Es ist drei Jahre her, dass die Technische Regel für Gefahrstoffe (TRGS 529) veröffentlicht wurde. 

Sie beschreibt seither den Stand der Technik beim Umgang mit Gefahrstoffen bei Tätigkeiten zur 

Herstellung von Biogas. 

Von Dipl. Wirtschaftsing. (FH) Marion Wiesheu 

Die TRGS 529 wurde im April 

2015 veröffentlicht und konkretisiert 

die Anforderungen 

aus der Gefahrstoffverordnung 

(GefStoffV) und der Verordnung 

zur Arbeitsmedizinischen Vorsorge 

(ArbMedVV) und gibt für diese den Stand 

der Technik wieder. Bei der Einhaltung der 

Vorgaben der TRGS 529 ist daher davon 

auszugehen, dass die Anforderungen der 

GefStoffV und der ArbMedVV erfüllt werden 

(Vermutungswirkung). Abweichungen 

von der TRGS sind zulässig, müssen 

jedoch mindestens gleichwertig sein und 

in der Gefährdungsbeurteilung (GBU) begründet 

werden. Da im Rahmen der neu 

geplanten Technischen Regel Anlagensicherheit 

Biogasanlagen (TRAS 120, Bundesministerium 

für Umwelt, Naturschutz 

und nukleare Sicherheit) auch bisherige 

Anforderungen aus der TRGS (Bundesministerium 

für Arbeit und Soziales) weiterentwickelt 

werden, ist mit einer zeitnahen 

Überarbeitung der TRGS 529 zu rechnen. 

Mindestumfang der Aufgaben einer verantwortlichen Person 

ffSchulung der Mitarbeiter vor Aufnahme von Tätigkeiten im Sinne der TRGS 529. 

ffAnwesenheit bei der Unterweisung der Mitarbeiter, die mit Zusatz- und Hilfsstoffen 

umgehen. 

ffUmgang mit bestimmten Zusatz- und Hilfsstoffen. 

Ziel und Geltungsbereich der 

TRGS 529 

Die TRGS gilt für alle Biogasanlagen von 

der Substratannahme beziehungsweise 

der Annahme von Zusatz- und Hilfsstoffen 

bis zu den Gasverbrauchseinrichtungen 

auf dem Betriebsgelände. Sie umfasst alle 

Tätigkeiten bei der Herstellung von Biogas 

vom normalen Betrieb der Anlage über die 

Inspektion, Wartung und Instandsetzung. 

Ziel der TRGS ist, den Menschen und die 

Umwelt vor stoffbedingten Schädigungen 

durch Gefahrstoffe, wie zum Beispiel Zusatz- 

und Hilfsstoffe, Schwefelwasserstoff 

oder Methan, zu schützen und durch Maßnahmen 

der arbeitsmedizinischen Vorsorge 

arbeitsbedingte Erkrankungen frühzeitig zu 

erkennen und zu verhüten. 

Um dieses Ziel zu erreichen, hat der Arbeitgeber 

– unabhängig von der Anzahl 

der Mitarbeiter – im Rahmen der GBU 

festzustellen, ob Beschäftigte Tätigkeiten 

mit Gefahrstoffen durchführen oder ob Gefahrstoffe 

bei diesen Tätigkeiten entstehen 

oder freigesetzt werden können. Ist dies 

der Fall, sind entsprechende Schutzmaßnahmen 

zu ergreifen. Hierfür werden in der 

TRGS konkrete Beispiele genannt. 

Erstellung der GBU für den Umgang mit 

Gefahrstoffen unter Berücksichtigung: 

ffder gefährlichen Eigenschaften der 

Stoffe, 

f f...des Sicherheitsdatenblatt, 

f f…des Ausmaßes der Exposition, 

ffder Möglichkeiten einer Substitution, 

ffder Arbeitsbedingungen und Verfahren, 

ffder Arbeitsplatzgrenzwerte und biologischen 

Grenzwerte, 

ffder Wirksamkeit der Schutzmaßnahmen, 

ffvon Erkenntnissen aus arbeitsmedizinischen 

Vorsorgeuntersuchungen. 

Bei besonders gefährlichen beziehungsweise 

nicht regelmäßig durchgeführten 

Tätigkeiten ist gesondert eine GBU zu 

erstellen. Diese ist vor allem bei Instandsetzungsmaßnahmen 

und Tätigkeiten, bei 

denen zum Beispiel ein An- oder Abfahren 

der Anlage nötig ist, zu veranlassen. Sollte 

hierzu eine Fremdfirma beauftragt werden, 

so ist die GBU mit dieser abzustimmen, die 

Fremdfirma ist zu unterweisen (Arbeitshilfe 

A-002 des FvB) und es sind ein Koordinator 

und ein Aufsichtsführender zu bestimmen. 

Im Rahmen der GBU ist auch zu prüfen, 

welche Tätigkeiten in Alleinarbeit durchgeführt 

werden dürfen. 

Hinweise zur Verwendung von 

Zusatz- und Hilfsstoffen 

Werden Zusatz- und Hilfsstoffe (zum 

Beispiel Spurenelementmischungen) in 

Biogasanlagen eingesetzt, gibt es zusätzliche 

Anforderungen an die Lagerung, 

Kennzeichnung und Verwendung von diesen 

Stoffen. Diese enthalten prinzipiell 

Inhaltsstoffe, die als akut toxisch (Kat. 1, 

2, 3), karzinogen, keimzellmutagen und 

reproduktionstoxisch (jeweils Kat. 1A und 

1B) eingestuft sind. Die Hersteller und 

Inverkehrbringer haben die Konzentration 

der Stoffe, die in fester Form zugegeben 

werden, inzwischen zumeist bis unter 

die kritische Menge gesenkt, sodass eine 

entsprechende Einstufung auf den Sicherheitsdatenblättern 

nicht mehr vorgenommen 

wird beziehungsweise werden muss. 

Trotzdem wird der gesundheitsbewusste 

Umgang mit diesen Stoffen (FFP2-Mundschutz, 

Handschuhe etc.) dringend empfohlen. 

Wichtige Hinweise hierzu müssen immer 

auf dem Sicherheitsdatenblatt des Herstellers 

vermerkt sein. Sehr hilfreich ist hierbei 

auch die Gestis-Stoffdatenbank (www. 

dguv.de/ifa/stoffdatenbank), hier finden 

62


Praxis 

Sie zu allen Zusatz- und Hilfsstoffen die 

entsprechenden Informationen. 

Anforderungen an die Fachkunde 

Die TRGS fordert zudem, dass der Arbeitgeber 

eine für den Umgang mit Gefahrstoffen 

verantwortliche Peron benennen muss. 

Diese kann entweder er selbst sein oder 

eine Person aus dem Kreis der Beschäftigten. 

Zusätzlich ist eine Vertretung zu benennen. 

Diese Person kann auch von extern 

hinzugezogen werden. Für die Fachkunde 

der verantwortlichen Person ist eine geeignete 

Berufsausbildung, Berufserfahrung 

oder eine zeitnahe berufliche Tätigkeit erforderlich 

sowie eine Fortbildung nach Anhang 

3 der TRGS 529, die alle vier Jahre 

aufgefrischt werden muss. 

Da die ersten Grundschulungen gemäß 

der TRGS 529 vor vier Jahren gestartet 

sind, sollte rechtzeitig über den Besuch 

einer Auffrischungsschulung nachgedacht 

werden. Um dies zu gewährleisten, hat 

der Fachverband Biogas e.V. zusammen 

mit dem DVGW und der DWA 2015 den 

Schulungsverbund Biogas geründet. Dort 

bieten derzeit 14 Bildungseinrichtungen 

Grund- und Auffrischungsschulungen im 

Sinne der TRGS 529 an. Weitere Informationen 

finden Sie unter www.schulungsverbund-biogas.de. 

Aufgrund der vielfältigen 

Änderungen im Regelwerk empfiehlt der 

Schulungsverbund den Besuch der verantwortlichen 

Person und seines Stellvertreters 

im zweijährigen Wechsel. 

Arbeitsmedizinische Prävention 

Das Kapitel Arbeitsmedizinische Prävention 

wurde erst später in die TRGS 529 integriert. 

Auch hier ist eine entsprechende 

Umsetzung der Anforderungen durch den 

Betreiber ab dem ersten Beschäftigten an 

der Anlage notwendig. Ziel ist, durch präventive 

Maßnahmen die Gesundheit und 

auch die Beschäftigungsfähigkeit der Mitarbeiter 

aufrechtzuerhalten. 

Der Arbeitgeber hat im Rahmen der Arbeitsmedizinischen 

Prävention die Beschäftigten 

über 

ffden Umfang der möglichen arbeitsmedizinischen 

Vorsorgeuntersuchungen, 

ffdie Notwendigkeit des Gebrauchs der 

persönlichen Schutzausrüstung, 

ffdie konsequente Umsetzung der Hygienemaßnahmen, 

ffdas Vorgehen bei Symptomen, die ihre 

Ursache in der Tätigkeit haben können, 

und 

ffspezielle Beratung bezüglich Gefährdungen 

und mögliche Folgeschäden 

durch bestimmte Stoffe 

zu informieren und gegebenenfalls einen 

Betriebsarzt hinzuzuziehen. 

Der Fachverband Biogas e.V. erarbeitet 

hierzu derzeit eine Arbeitshilfe. 

Autorin 

Dipl. Wirtschaftsing. (FH) Marion Wiesheu 

Leiterin des Referats Qualifizierung und Sicherheit 


Te.0 81 61/98 46 60 

E-Mail: marion.wiesheu@biogas.org 

63

Praxis 


Die Hofnachfolge ist 

gesichert: Dass es 

mit dem Demeter-Hof 

und der Biogasanlage 

von Bärbel und Reiner 

Gansloser weitergeht, 

dafür sorgen Martin, 

Jasmin und Katharina. 

Erfolgreich gegen den Strom 

In den Achtzigerjahren waren Ökolandbau und Biogas-Anlagen noch weitgehend unbekannt. 

Rainer Gansloser gehört zu den Urgesteinen der Biogas-Szene, seine Güllekleinanlage 

ging bereits 1989 ans Netz. Auch als er vor über 30 Jahren den vom Vater übernommenen 

Betrieb auf Bio umstellte, schwamm der Pionier hartnäckig gegen den Strom. 

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

Begonnen hatte alles damit, dass er den 

38-Hektar-Betrieb seiner Eltern nicht 

so bewirtschaften wollte, wie er es in der 

Meisterschule gelernt hatte. „Lebensmittel 

herstellen, um sie aufgrund des Überangebotes 

zu vernichten und zudem spritzen und düngen, 

das wollte ich nicht“, sagt er. Er wollte lieber weniger 

und dafür „korrekte Lebensmittel“ produzieren und 

wurde deshalb bereits 1983 zum Demeter-Bauern. 

Seine Eltern und Frau Bärbel unterstützten ihn, doch 

das sonstige Umfeld zeigte sich skeptisch. 

„Manche gaben mir zwei Jahre bis zur Betriebspleite“, 

kommentiert er, dann wollten sie seinen Hof übernehmen. 

Die Prophezeiung war falsch und die Entwicklung 

gab ihm recht: Seinem Hof geht es wirtschaftlich gut. 

Zudem meldet die Bio-Branche in Deutschland Jahr 

für Jahr große Wachstumsraten. Gefühlt ist Bio heute 

in aller Munde und es gibt kaum einen Discounter, der 

ohne ökologische Lebensmittel auskommt. 

Mit Biogas den Kreislauf schließen 

„Ich wollte den Kreislauf schließen“, diese Idee habe 

ihn nicht mehr losgelassen. „Deshalb haben wir Demeter-Bauern 

mit Biogasanlagen angefangen“, berichtet 

der 61-Jährige. Weil er sein Haus mit Biogas beheizen 

und den Geruch der Gülle reduzieren wollte, befasste er 

sich mit dem Thema Biogasanlage. „Es war ein Drama, 

niemand wusste richtig, wie es geht“, sagt er lachend. 

In der Nähe hätte es eine erste Anlage gegeben, die 

aber nicht richtig funktionierte. 

So reiste er weiter und fand gute Ansprechpartner bei 

der alternativen Bauern-Organisation Bundschuh, diese 

hatte bereits Mitte der Achtzigerjahre eine Biogas- 

Gruppe gegründet. Durch Demeter-Bauer Erich Holz 

lernte er den Elektrotechniker Ekkehard Schneider und 

den Landmaschinenbauer Gert Beck kennen. Gemeinsam 

mit dem Ingenieur Erwin Köberle hatten diese die 

BGA von Erich Holz gebaut, die gut lief. Das überzeugte 

den Biobauern und er holte sich das Team ins Boot. 

64


Maximale Auslastung 

Praxis 

maximale Rendite! 

Fotos: Martina Bräsel 

Keiner kannte sich aus 

Die Zeiten damals waren ganz anders: „Es 

gab nur kleine Anlagen und keine Vorschriften, 

wir konnten bauen, wie wir wollten“, 

bemerkt Gansloser schmunzelnd. Bei seinem 

Besuch auf dem Amt hätten sie beim 

Thema Biogas nur mit den Achseln gezuckt 

und gesagt: „Bauen sie erst einmal, wir sehen 

dann, wie wir es machen.“ Ein Jahr 

Bauzeit benötigte seine Anlage. „Es war 

ein Chaos, den 50-m³-Behälter haben wir 

aus dem tiefsten Bayern geholt“, erinnert 

er sich, viel sei „improvisiert“ worden. 

So habe es drei Meinungen über die beste 

Auslauf-Position gegeben: oben, unten 

oder in der Mitte. „Beim Erich Holz war 

er in der Mitte, das war nicht optimal“, so 

„Die Beheizung des Hauses mit 

Biogas funktionierte erst nicht“ 

Gansloser. Er habe dann entschieden, „der 

Auslauf kommt nach unten,“ und das habe 

funktioniert. Rückblickend ist Gansloser 

sehr froh, dass Erwin Köberle dabei war, 

denn der „hatte den Durchblick“. 

Auch Martin Gansloser hat „Biogas 

im Blut“. Er hat die Anlage auf 

Vordermann gebracht. So erzeugt 

seit der Hofübergabe ein neuer 

Gasmototor mit einer Leistung von 

100 kW den Strom. Die Höchstbemessungsleistung 

wurde vor dem 

Stichtag auf 180 kW erhöht. 

1989 startete die Biogasanlage mit einem 

Fiat-Panda-Automotor, der Benziner hatte 

12 kW Leistung. Die notwendige Gülle kam 

von den damals rund 50 Großvieheinheiten. 

„Wir gehörten zu den ersten Anlagen, 

die Biogas auch verstromt haben“, so Gansloser. 

Er habe in den ersten Jahren den Motor 

sehr bei Laune halten müssen und viel 

Arbeit und Zeit in die Anlage gesteckt. „Die 

Beheizung des Hauses mit Biogas funktionierte 

erst nicht“, verdeutlicht er. 

An manchen Abenden habe die Familie zu 

Beginn auch mal in der kalten Stube gesessen 

– einmal sogar an Weihnachten mit 

allen Gästen. Richtig in Schwung kam die 

Anlage mit einem neuen Motor: „Wilfried 

Sauter aus Albstadt hatte zu dieser Zeit die 

Idee, Zündstrahlmotoren 

einzusetzen“, berichtet 

er. Gansloser wechselte 

dann auf einen Fiat-Traktor-Motor, 

einen 45-PS- 

Dieselmotor, den Sauter 

umgebaut hatte. 

„Die Motoren sind mit 

Heizöl gut gelaufen, doch 

ich wollte auf Rapsöl umsteigen“, 

erinnert er sich lachend an seine 

„Biogas-Jugendsünden“. Einmal habe er 

altes Fett getestet, das ganze Dorf habe 

gerochen und der Motor habe es ihm übel 

genommen. Deshalb ersetzte er 2003 den 

Zündstrahler durch einen Belarus-Gasmotor. 

Im Jahr 2005 erweiterte er dann die 

Anlage auf 80 kW elektrische Leistung, von 

denen aber nur 50 kW genutzt wurden. Der 

Belarus-Motor lief 13 Jahre lang bis 2018. 

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Praxis 



wurde bereits 1983 

zum Demeter-Bauer 

und 1989 Besitzer 

einer Biogasanlage, 

damit schwamm er 

hartnäckig gegen den 

Strom. 

Einer der Gründungsväter 

Von Anfang an war Rainer Gansloser nicht nur innovativ, 

sondern auch sehr aktiv. So engagierte er sich unter 

anderem bei Demeter und rief den Fachverband Biogas 

mit ins Leben. In den Anfangsjahren war die Biogas- 

Gemeinde noch sehr klein, deshalb trafen sich die 17 

Gründungsmitglieder Mitte Februar 1992 auf dem Hof 

von Erich Holz und gründeten den Fachverband Biogas 

e.V. offiziell. Den Vorstand bildeten neben Rainer 

Gansloser auch Landwirt Erich Holz, die Ingenieure Erwin 

Köberle und Gert Beck sowie der GTZ-Mitarbeiter 

Heinz-Peter Mang. Zum Ersten Vorsitzenden wählten 

die anwesenden Biogas-Pioniere Erwin Köberle, zum 

Geschäftsführer Michael Köttner. 

„Wir sind tausende von Kilometern für den Verband 

gefahren“, resümiert Gansloser, und aus aller Welt hätten 

sich Besucher seine Biogasanlage angeschaut. „In 

meinem dicken Gästebuch stehen sogar Besucher aus 

Indien.“ Es sei eine tolle Zeit gewesen 

und er erinnert sich vor allem auch 

an Wien. „Dort haben wir vor Studierenden 

gesprochen, die genau wissen 

wollten, was chemisch passiert. Das 

wussten wir nicht, sondern nur, dass 

es funktioniert.“ 

Biogas im Blut 

„Stunden habe ich mit den Motoren 

verbracht und das halbe Leben mit 

Biogas“, doch er bereue das nicht. Daheim 

habe er allerdings sehr gefehlt: 

„Meine Frau war mit unseren vier Kindern 

allein“, sagt er nachdenklich. 

Der Hof sei trotzdem gelaufen, weil 

sein Vater ihn noch viele Jahre nach 

der Hofübergabe unterstützt habe. „Er 

hatte lebenslänglich genau wie ich, und ist mit 90 Jahren 

noch Traktor gefahren“, bemerkt er und freut sich 

über den Familiensinn. 

„Obwohl die Kinder überall in Deutschland gewohnt 

und studiert haben, sind sie alle zurückgekommen und 

wohnen im Ort“, so der Biobauer. Auch die Nachfolge 

sei gesichert, denn der jüngste Sohn hat den Hof 

übernommen. Dieser habe sich entschieden, Bauer 

zu werden. Doch zuerst hat er Maschinenmechaniker 

und dann Landwirtschaft gelernt. „Er hat die Meisterprüfung 

mit 1,1 abgeschlossen und war der Beste von 

ganz Baden-Württemberg“, berichtet der stolze Vater. 

„Martin ist ein Jahr vor der Biogas-Anlage geboren“, er 

habe „Biogas im Blut“ und die Anlage auf Vordermann 

gebracht. So erzeugt seit der Hofübergabe ein neuer 

Gasmototor eine Leistung von 100 kW. Die Höchstbemessungsleistung 

wurde vor dem Stichtag auf 180 kW 

erhöht. 

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Praxis 

„Die Entscheidung für 

Biogas und Demeter war 

auf jeden Fall richtig“ 

Stange BGJ 4_2018.pdf 1 08.06.18 12:01 


Besonderes Substrat 

Als Substrat dienen lediglich die Gülle der jetzt 90 GV 

und Kleegras. „Wir haben als Bio-Biogas-Anlage andere 

Auflagen“, erklärt Sohn Martin, „und beim Maisanbau 

Probleme mit der Fruchtfolge.“ Mit der Methanausbeute 

des Substrats ist er zufrieden, sie liegt zwischen 50 

und 60 Prozent. Kleegras wird für die ökologische Wirtschaftsweise 

benötigt und hat viele Vorteile: Es unterdrückt 

das Unkraut, bringt Stickstoff in den Boden und 

macht ihn fruchtbarer. Jeder Biobetrieb nutzt Kleegras. 

„Wir geben ausschließlich überschüssiges Material in 

unsere Biogasanlage“, erklärt Martin Gansloser. Den 

ersten und zweiten Schnitt bekomme das Milchvieh, 

den dritten und vierten Schnitt die Biogasanlage. Das 

Kleegras liefern fünf Bio-Bauernhöfe, die es zur Regenerierung 

des Ackerbodens anbauen und das sonst 

anderweitig entsorgt werden müsste. 

Die Biohöfe erhalten dafür den Gärdünger zurück, die 

Nährstoffe werden also nur zwischen den Biobetrieben 

ausgetauscht. „Damals haben wir nur Gülle eingesetzt“, 

erinnert sich Rainer Gansloser. In den Anfangsjahren 

hätte niemand gewusst, dass man die Anlage 

auch mit etwas anderem als Gülle füttern kann. Auch 

Zusatzstoffe waren „nicht bekannt“ und bei der „gut 

wirkenden Bio-Gülle“ auch nicht nötig. 

„Die Entscheidung für Biogas und Demeter war auf jeden 

Fall richtig“, sagt Reiner Gansloser rückblickend. 

Die Biogasanlage sei die ganze Zeit einwandfrei gelaufen. 

„Allerdings ist aus meiner Sicht 

ein Bestandsschutz vor allem für Kleinanlagen 

sehr wichtig“, denn rückwirkende 

Änderungen hätten oft katastrophale 

Folgen für bestehende Anlagen. 

„Momentan wissen wir noch nicht, ob 

wir in die Flexibilisierung gehen sollen“, 

fügt Sohn Martin hinzu, die Biogasanlage 

werde noch sieben Jahre mit 

Vergütungsanspruch fahren. 

Für Martin Gansloser ist die Flexibilisierung 

der richtige Weg, doch für den 

eigenen Betrieb sei nicht klar, ob sich 

die nötige Investition rechne. „Wir sind 

nach wie vor überzeugt von Biogas“, 

sagt der Hofnachfolger und die Anlagen 

dürften vor allem in Deutschland nicht 

sterben. „Es muss bei der Fruchtfolge 

und dem Wärmekonzept oft nachgebessert 

werden, doch Biogasanlagen 

sind ökologisch sinnvoll“, mahnt er. 

Wie notwendig sie seien, dass sehe er 

jeden Tag, denn das Atomkraftwerk 

Gundremmingen sei in Sichtweite. 

„Wir brauchen Erneuerbare Energien 

unbedingt auch bei Nacht.“ 

Autorin 

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

Freie Journalistin 

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„und beim Maisanbau Probleme mit der 

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67

Praxis 


Tobias Roeren-Wiemers 

im Bürgerwindpark 

Westernfeld Buchgarten. 

An diesem Windradstandort 

können 

auch Elektrofahrräder 

aufgeladen werden. 

Foto: Odas GmbH 

Ein Landwirt, der Zukunft gestaltet 

Tobias Roeren-Wiemers wurde mit dem Ceres Award als Energielandwirt 2017 ausgezeichnet. 

Landwirtschaft und Windenergie sind seine berufliche Leidenschaft. Ehrenamtlich ist 

die Honigproduktion in Äthiopien ein Thema, mit dem er nicht nur seine, sondern auch die 

Zukunft anderer kreiert. 


Wer die Bundesstraße 68 von Paderborn 

(Nordrhein-Westfalen) in südwestlicher 

Richtung durch das Kreisgebiet 

befährt, der erreicht auf seiner Fahrt 

durch das Hügelland des südlichen 

Teutoburger Waldes/Eggegebirges zwangläufig die 

Gemeinde Lichtenau, die im Übergang zur Paderborner 

Hochfläche liegt. Zahlreiche Windparks in der 

von Ackerbau geprägten Region nutzen hier die windreichen 

Standorte, um umweltfreundlichen Strom zu 

produzieren. 

Jetzt Ende Mai sind die gelben Rapsfelder fast verblüht. 

Die hellgrünen Gerstenfelder wiegen ihre Ähren 

tragenden Halme im Wind, der auch über die Rotorblätter 

der Windenergieanlagen streicht und diese in 

Rotation versetzt. Direkt in Lichtenau führt die B68 als 

Hauptstraße mit dem Namen Lange Straße an einem 

roten Backsteingebäude vorbei. Es ist das Wohnhaus 

der ehemaligen Hofstelle der Familie Roeren-Wiemers, 

die schon seit 1990 nicht mehr bewirtschaftet wird. 

Die Nebengebäude zeugen noch davon, dass hier im 

Ort einmal Landwirtschaft betrieben wurde. Die neue 

Hofstelle befindet sich seit 1980 im Außenbereich 

und bietet hierdurch ein verbessertes Entwicklungspotenzial. 

In dem alten Haus im Ort ist unter anderem die Geschäftsstelle 

der Lichtenauer Bürgerwind GmbH & 

Co.KG sowie der Bürgerwind-Buchgarten GmbH & 

Co.KG ansässig. Geschäftsführer sind Andreas Dreier 

und Tobias Roeren-Wiemers, die auch für die technische 

Betriebsführung der elf Windenergieanlagen des 

Windparks verantwortlich sind. Roeren-Wiemers hatte 

sich im vergangenen Jahr beim sogenannten Ceres 

Award in der Kategorie Energielandwirt beworben und 

prompt gewonnen. Der Award ist eine Initiative des 

Deutschen Landwirtschaftsverlages in München. Der 

Ceres Award ist eine Auszeichnung für außergewöhnliche 

Leistungen der Landwirte in Deutschland. In elf 

68


Praxis 

unterschiedlichen Kategorien werden Landwirtinnen 

und Landwirte prämiert. 

Für den 30-jährigen Landwirt ist die Auszeichnung Bestätigung 

für sein Handeln. Denn er ist ein Mensch, der 

nicht nur seine eigene Zukunft überlegt plant, sondern 

den auch die Zukunft von Lichtenau, aber auch von 

Menschen in Äthiopien interessiert. Das wird in dem 

modern eingerichteten Zweiraumbüro der Geschäftsstelle 

im Gespräch schnell deutlich. Dabei war für Tobias 

Roeren-Wiemers nicht auf Anhieb klar, dass er den 

elterlichen Betrieb übernehmen und sich in Sachen 

Windenergie vor Ort engagieren würde. 

Was kommt hinterm Tellerrand? 

„Nach dem Studium der Agrarwissenschaften in Göttingen 

wollte ich zwar in der Agrarbranche bleiben, aber 

nicht direkt auf den familieneigenen Hof. Ich hätte mir 

auch vorstellen können, noch an der Uni zu arbeiten. 

Mich hat immer schon der Blick über den Tellerrand 

fasziniert. Besonders prägend waren die Auslandspraktika 

und -semester in der Studienzeit“, blickt der 

Master of Science agrar zurück. Über Kurse an der Andreas-Hermes-Akademie 

in Bonn wurde er aufmerksam 

auf ein Partnerschaftsprojekt in Äthiopien, das er mit 

aufgebaut hat. 

Bei diesem Projekt geht es darum, arbeitslosen und 

landlosen Agrarstudentinnen an der Universität die 

Möglichkeit zu bieten, an Imkerkursen teilzunehmen. 

Über die Imkerei lernen die jungen Frauen, Honig zu 

produzieren. Zurzeit gehen 

die Initiatoren des Projektes 

davon aus, dass die Imkerinnen 

etwa ab 30 Bienenvölkern 

eine komplette Familie ernähren 

können und unterstützen 

die jungen Frauen daher mit 

der Grundausstattung für die 

Honigproduktion. Hierauf aufbauend 

können die sogenannten 

„Bienenladys“ ihr eigenes 

Unternehmen gestalten, um 

sich hiermit gute Einkommenschancen 

für ihre eigene Zukunft zu erarbeiten. 

Um Wertschöpfung, aber auch um Akzeptanz geht es 

auch in dem Windenergieprojekt in Lichtenau. „Nachdem 

für die Gemeinde ein neuer Flächennutzungsplan 

in Kraft trat, war klar, dass auf einem Gebiet noch drei 

weitere Windparks entstehen konnten. Da wir eigene 

Ackerflächen in einem der überplanten Bereiche haben, 

hatte schon mein Vater die Idee, diesen Windpark 

mit den anderen 36 Grundeigentümern selbst zu realisieren. 

Wir wollten die Energiewende mitgestalten und 

nicht auswärtigen Investoren das Feld überlassen“, erinnert 

sich Tobias Roeren-Wiemers. 

„Wir wollten die Energiewende 

mitgestalten 

und nicht auswärtigen 

Investoren das Feld 

überlassen“ 


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69

Praxis 


Von links: Moderatorin 

Susanne Schöne, 

Energielandwirt Tobias 

Roeren-Wiemers und 

Dr. Matthias Baum 

(R+V Allgemeine Versicherung 

AG) und die 

CeresAward-Preisfee. 

In der Gemeinde Lichtenau mit ihren 15 Ortsteilen 

mit rund 11.000 Einwohnern gab es bis dahin schon 

zwei Windkonzentrationszonen. Darin waren etwa 100 

Windenergieanlagen errichtet worden mit installierten 

elektrischen Leistungen pro Anlage zwischen 500 und 

1.000 Kilowatt. Inzwischen sind noch einmal etwa 100 

größere Anlagen dazugekommen. So liegt die Gesamtleistung 

im Gemeindegebiet zwischen 350 und 400 

Megawatt. 

„Wir sind damals sehr unbefangen 

an das Projekt herangegangen 

und haben uns zu bestimmten 

Problemstellungen einfach 

durchgefragt“ 


Die elf Windenergieanlagen des 

Bürgerwindparks werden von insgesamt 

drei Betreibergesellschaften 

betrieben. Fünf Windenergieanlagen 

betreibt die Bürgerwind-Buchgarten 

GmbH & Co.KG. Ebenfalls 

fünf Windenergieanlagen betreibt 

die Lichtenauer Bürgerwind GmbH 

& Co. KG. Eine Windenergieanlage 

wird von der Energiegenossenschaft 

Paderborner Land e.G. betrieben. 

Insgesamt sind somit über 

300 Lichtenauer Bürger direkt 

am Bürgerwindpark Westernfeld 

Buchgarten als Kommanditisten 

und Genossenschaftsmitglieder 

beteiligt. Die Anlagen werden als 

Poolgesellschaft betrieben. Das 

heißt, dass die Kosten und Erlöse 

durch elf Anlagen geteilt werden. 

Auf das Gemeindegebiet gesehen 

ist es sehr erfreulich, dass ein 

Großteil der Gewerbesteuereinnahmen aus der Windstromerzeugung 

in Lichtenau bleibt. Ebenso positiv ist, 

dass die Anlagenbetreiber 1 Prozent ihres Umsatzes 

der Bürger- und Energiestiftung spenden. „Dadurch 

kommt pro Jahr eine sechsstellige Summe zusammen, 

mit der soziale Projekte vor Ort unterstützt werden. So 

ist es zum Beispiel gelungen, den Ortsteil Ebbinghaus 

mit schnellem Internet zu verbinden, als wir den Windpark 

mit einer Leitung an das dortige Umspannwerk 

anbinden mussten“, hebt Roeren-Wiemers hervor. Ein 

weiterer Vorteil der regional intensiven Windenergienutzung 

ist, dass der Anlagenhersteller Enercon nun 

ein internationales Schulungszentrum in Lichtenau 

errichten will. 

Der junge Agrarunternehmer übernahm 2013 den elterlichen 

Betrieb mit 75 Hektar landwirtschaftlicher 

Nutzfläche und 2.500 Schweinemastplätzen. Heute 

bewirtschaftet er 200 Hektar. Inzwischen ist auch 

sein zwei Jahre jüngerer Bruder Benedikt, der gelernter 

Bankkaufmann ist, in den Betrieb eingestiegen. Der ist 

im angepachteten Betrieb für den Legehennenstall verantwortlich. 

Die Eier der etwa 10.000 Hennen werden 

komplett in der Region direkt vermarktet. Ebenso betreibt 

er an 30 Standorten Schnittblumenfelder, die auf 

insgesamt 16 Hektar wachsen und von den Bürgerinnen 

und Bürgern gegen Bezahlung selbst geschnitten 

werden können. 

Foto: Markus Nass 

Projektgruppe legte unbefangen los 

2011 wurde der Standort des Lichtenauer Bürgerwindparks 

ausgewählt, 2015 wurde der Park genehmigt. 

Nur knapp ein Jahr später waren die elf Windenergieanlagen 

auf dem 245 Hektar großen Areal aufgestellt. 

Eine siebenköpfige Projektgruppe hat mithilfe der Beratung 

der Landwirtschaftskammer das Projekt verwirklicht. 

„Wir sind damals sehr unbefangen an das Projekt 

herangegangen und haben uns zu bestimmten Problemstellungen 

einfach durchgefragt“, erklärt Roeren- 

Wiemers. Und das immerhin bei einer Investitionssumme 

von knapp 60 Millionen Euro. 

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Praxis 

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International 


Sauberere Luft in den Städten 

dank Erdgasmobilität. 

Foto: ML Schaller 

Frankreich 

Paris 

Mit Biomethan die 

Kurve kriegen 

In unserem südwestlichen Nachbarland sorgen Prototypen von 

Wertschöpfungsketten für nachhaltige Transportlösungen. 

Von EUR Ing. Marie-Luise Schaller 

Ein französisches Konsortium verknüpft auf 

elegante Weise Kreislaufwirtschaft und Energiewende: 

Der Einzelhandelskonzern Carrefour 

testet im Partnerverbund die Nutzung 

von Biomethan als Kraftstoff in Erdgasfahrzeugen, 

dessen Produktion organische Abfälle seiner 

Supermärkte mitverwertet. Damit präsentiert sich die 

Handelsgruppe als Vorreiter beim nachhaltigen Wirtschaften 

mit positivem Effekt hinsichtlich Luftreinhaltung, 

Klimaschutz und Ressourceneffizienz. 

Bei anderen europäischen Nachbarn nimmt die Erdgasmobilität 

ebenfalls Fahrt auf. Schließlich ist beschleunigtes 

Handeln auf europäischer Ebene geboten, um die 

dringend benötigte Verkehrswende zu realisieren. Und 

zwar durch integrierte Ansätze, wofür die Biomethanverwertung 

im Kraftstoffsektor eine mehrfach punktende 

Lösung darstellt, wie die Franzosen erkannt haben. 

Effektiver durch interne CO 2 

-Bepreisung 

Die französische Carrefour-Gruppe ist mit 6.000 Filialen 

und einem nationalen Umsatz von 9,5 Milliarden 

(Mrd.) Euro im ersten Quartal des Jahres 2018 eine 

der größten Einzelhandelsketten des Landes. Im Sinne 

des wachsenden Umweltbewusstseins setzt der Konzern 

auf Nachhaltigkeit und Innovation. Seit 2016 gilt 

konzernweit eine interne CO 2 

-Bepreisung, womit die 

Vermeidung von Treibhausgasemissionen auch finanziell 

bewertet wird. 

Carrefour beschäftigt sich seit 2013 damit, die Emissionen 

durch die Verwendung von Biomethan als Lkw- 

Kraftstoff zu reduzieren. In Partnerschaft mit dem 

Energiekonzern ENGIE (ehemals GDF SUEZ), dem 

Logistikunternehmen Perrenot und dem Fahrzeugbauer 

IVECO ist dabei eine erfolgreiche Kooperation 

entstanden. 

72


International 

Die nicht mehr verkäuflichen Lebensmittel der Supermärkte 

(verdorbenes Obst und Gemüse, Backwaren, Fleischabfälle, 

pflanzliche Reststoffe) werden eingesammelt. Zusammen mit 

anderen Substraten werden diese Bioabfälle von ENGIE zur 

Biomethanerzeugung verwertet. GNVERT, die Grüngasfiliale 

von ENGIE, vertreibt diesen Biomethankraftstoff über ihr Tankstellennetz. 

Perrenot, Vertragsspediteur von Carrefour, bezieht 

dort den Kraftstoff für einen Teil der Fahrzeuge, die wiederum 

die Supermärkte der Region mit Waren versorgen. 

Positive Erfahrungen und Effekte 

Begonnen hat es in Lille mit der Logistik für zehn Märkte. Die 

dort eingesetzten Fahrzeuge besitzen eine Reichweite von 400 

Kilometer, ausreichend für die üblichen Tagestouren. Inzwischen 

wurde das Modell in andere Metropolen übertragen. 

Carrefour schreibt seinen Transportunternehmern den teureren 

Biokraftstoff vor. So sichert sich der Konzern eine der Möglichkeiten, 

die selbstgesetzten Ziele zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen 

zu erreichen. Zwischen 2010 und 2025 

sollen diese um 80 Prozent verringert werden. 

Hiervon profitieren die Umwelt sowie die lokale Wirtschaft und 

letztlich auch das Image der Handelsgruppe. Attraktive Pluspunkte 

sind die Verringerung von Feinstaubemissionen um bis 

zu 80 Prozent, die Reduktion des CO 2 

-Ausstoßes um 75 bis 80 

Prozent und die Halbierung der Schallimmissionen, ein nicht 

zu vernachlässigender Vorteil bei den nächtlichen Anlieferungen 

in bewohnten Gebieten. Der lokalen Wirtschaft wiederum 

nutzt die Schaffung einer kompletten Wertschöpfungskette mit 

Biogas- und Biomethananlage und Bioerdgastankstelle. Dabei 

fördern die öffentlichen Tankstellen auch allgemein den Umstieg 

auf Gasfahrzeuge und Biomethan, weil die nötige Infrastruktur 

entsteht. 

Sauberer unterwegs dank Erdgas und Biomethan 

Die Spedition Perrenot hat im vergangenen November 250 

IVECO Stralis mit 400 PS bestellt, die mit LNG (Liquefied Natural 

Gas) fahren und dank Doppeltank eine Reichweite von 

1.500 Kilometer besitzen – was sie den Diesel betriebenen 

Lkw gleichstellt. Auch der belgische Transportkonzern Jost hat 

500 STRALIS NP geordert. Damit will das Unternehmen bis 

2020 ein gutes Drittel der Flotte mit 1.400 Zugfahrzeugen 

durch LNG-Trucks ersetzen. Sein Mitbewerber Remitrans aus 

dem flandrischen Teil Belgiens hat ebenfalls eine Umstellung 

auf „Vollgas“ angekündigt und wird ab 2019 auch 30 Prozent 

seiner Flotte mit LNG betreiben. Dafür wird er eine eigene Tankstelle 

durch die niederländische Firma Ligal errichten lassen. 

Mit Casino nimmt eine weitere französische Supermarktkette 

in den nächsten drei Jahren 400 erdgasbetriebene Lkw in ihre 

Flotte auf. Der Wechsel vom Diesel zum fossilen Erdgas bedeutet 

schon eine CO 2 

-Ersparnis von bis zu 15 Prozent. Angestrebt 

sei, diese Reduktion durch den Einsatz von Biomethan auf 95 

Prozent zu steigern. 

Eine europäische Aufgabe 

Die Handels- und Lebensmittelkonzerne gehen nicht nur mit 

guten Einzelbeispielen voran. Sie haben erkannt, dass es eine 

Gemeinschaftsaufgabe ist, die Verkehrswende voranzutreiben. 

73

International 


Foto: IVECO 

Grüne Transporte mit 

dem IVECO Stralis, 

einem Langstreckenlaster 

mit 400-PS- 

Motor und Doppel- 

LNG-Tank. 

36 Konzerne der Handelsbranche, darunter multinationale 

Größen wie Carrefour und Ikea, aber auch Nestlé 

und Unilever, haben sich im April 2018 gemeinsam 

an die EU-Kommission gewandt. Sie fordern die Verpflichtung 

der Fahrzeughersteller, die derzeitigen CO 2 

- 

Emissionen bis 2025 um 24 Prozent zu senken. 

Immerhin verursachen Lkw und Busse etwa ein Viertel 

des CO 2 

-Ausstoßes im Verkehr und rund 6 Prozent der 

gesamten CO 2 

-Emissionen der EU. Am 17. Mai hat die 

Kommission ihre Gesetzesvorlage präsentiert, mit der 

erstmalig CO 2 

-Standards für Schwerlastfahrzeuge in 

der EU gesetzt werden. Bis 2025 sollen bei Neufahrzeugen 

die Werte von 2019 um 15 Prozent und bis 

2030 mindestens um 30 Prozent verringert sein. 

Konservativen Fahrzeugherstellern erscheint diese 

Forderung nicht realisierbar. Gemäß Positionspapier 

des europäischen Automobilherstellerverbandes ACEA 

sollte der Fokus nicht allein auf Neufahrzeugen liegen, 

sondern ein integrierter Ansatz verfolgt werden. Das 

ist ein konstruktiver Beitrag, denn nur ganzheitliche 

Lösungen können die Wende herbeiführen. Dafür sind 

Biomethan-Komplettlösungen wie die bei Carrefour 

praktizierte besonders geeignet. 

Fortschrittliche Hersteller wie IVECO bieten sowohl 

Lkw als auch Busse mit Erdgasantrieb an. Im landwirtschaftlichen 

Fahrzeugbau entwickeln Steyr und New 

Holland Traktoren, die mit Erdgas oder Biomethan fahren. 

Diese Unternehmen gehören alle zur europäischen 

Holding CNH Industry, einem Weltmarktführer, der 

Landwirtschafts- und Baumaschinen, Lastwagen, Gewerbe- 

und Spezialfahrzeuge mit einem breiten Portfolio 

an Antriebstechniken produziert und vertreibt. 

Biomethan hat Vorfahrt 

Gerade hat IVECO BUS den Zuschlag der Pariser Verkehrsbetriebe 

RATP bei einer Ausschreibung von 150 

Gelenkbussen mit CNG-Antrieb erhalten. Montiert werden 

sie in Annonay (F) und besitzen einen Gasmotor, 

der in Bourbon-Lancy (F) gebaut wird. Die nationale 

Wirtschaft profitiert also auch hier. 

Seit 2015 werden in Paris Busse mit Biomethan betrieben 

und bis 2025 sämtliche Dieselbusse durch 

Batterie- oder Erdgasbusse ersetzt. Die Planungen in 

der französischen Energiepolitik zielen auch generell 

darauf ab, Biomethan eine zunehmende Bedeutung zu 

verschaffen und die Kraftstoffnutzung weiter auszubauen. 

Im diesjährigen offiziellen Biogasbranchenreport 

„Panorama du gaz renouvelable“ ist angekündigt, 

den Anteil von Biomethan im Erdgaskraftstoff von derzeit 

8,7 Prozent bis 2023 auf 20 Prozent zu steigern. 

Dort beruft man sich darauf, dass durch den Einsatz 

von Biomethan als Kraftstoff etwa 80 Prozent der Treibhausgasemissionen 

gegenüber Diesel eingespart und 

weitere positive Effekte im Hinblick auf die Luftreinhaltung 

erzielt werden können. 

Bereits jetzt sind 75 Prozent der französischen Biomethanmengen 

mit Herkunftszertifikat als Kraftstoff 

eingesetzt, was einer gezielten steuerlichen Förderung 

zu verdanken ist. In Frankreich fahren gut 16.000 mit 

Erdgas betriebene Fahrzeuge, darunter 1.285 Lkw und 

3.064 Busse. Die zuvor vorgestellten Pläne der Handelsketten 

beziehungsweise der Speditionen werden 

die Bestände weiter erhöhen. Der Ausbau des Erdgastankstellennetzes 

folgt der Entwicklung. Regionale 

Initiativen greifen dabei finanziell unter die Arme. So 

subventioniert zum Beispiel die Region Nouvelle Aquitaine 

an zehn Tankstellen den Preis des Biomethankraftstoffs. 

Für einen Zeitraum von zwei bis drei Jahren 

können so Mehrkosten gegenüber normalem Erdgaskraftstoff 

ausgeglichen werden. 

Diese ganzheitlichen Konzepte entlang der gesamten 

Wertschöpfungskette ermöglichen Effizienz bei tiefgreifenden 

Verbesserungen. Durch das Engagement 

von Unternehmen unterschiedlicher Branchen gepaart 

mit der Unterstützung regionaler Institutionen entstehen 

Konsortien, die erfolgreich nachhaltige Geschäftsmodelle 

realisieren. 

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Foto: Energie 360° 

Von Januar bis Juli 2017 stand der 

Container mit Demonstrationsanlage 

auf dem Werdhölzli-Areal. 

Schweiz 

Direkte Wasserstoff-Methanisierung – 

technisch erfolgreich nachgewiesen 

Bern 

Um die bestehenden Rohgasquellen noch besser nutzen zu können, arbeiten Energie 360° und das Paul 

Scherrer Institut (PSI) zusammen an einer neuen Power-to-Gas-Technologie. Im Dauereinsatz ist mit der 

Demonstrationsanlage bewiesen worden, dass das Verfahren die Anforderungen für eine unbeschränkte 

Einspeisung in das Gasnetz erfüllt und die Produktion von erneuerbarem Gas aus Klär- und Biogasanlagen 

um 60 Prozent gesteigert werden kann. 

Von Andreas Kunz, Julia Witte, Tilman Schildhauer und Serge Biollaz 

Der Anteil von inländischem Biogas 

im Schweizer Gasnetz liegt 

derzeit erst bei etwa 1 Prozent. 

Dies obschon die Produktion 

von Biogas in der Schweiz im 

letzten Jahrzehnt stark zugenommen hat. 

Diese Entwicklung soll weitergeführt werden. 

Die Schweizer Gaswirtschaft will den 

Anteil der erneuerbaren Gase im Wärmemarkt 

bis 2030 auf 30 Prozent steigern. 

Hier setzen Energie 360° und das Paul 

Scherrer Institut (PSI) an: Rohbiogas, das 

durch die Vergärung von biogenen Abfällen 

und in Klärwerken anfällt, besteht zu 

einem großen Teil aus Methan. Es enthält 

aber auch einen etwa 40-prozentigen Anteil 

an CO 2 

, der in herkömmlichen Biogas- 

Aufbereitungsanlagen vor der Einspeisung 

ins Gasnetz durch entsprechende Verfahren 

abgetrennt wird. 

Das im Rohbiogas enthaltene CO 2 

kann mit 

der Power-to-Gas-Technologie durch Zugabe 

von Wasserstoff direkt in zusätzliches 

Methan umgewandelt werden und so die 

Produktion von erneuerbarem Gas um 60 

Prozent steigern. Eine Potenzialabschätzung, 

die im Umfang des Projekts erstellt 

wurde (Aqua & Gas N° 7/8 2016), zeigt, 

dass durch die Direkt-Methanisierung von 

Biogas in Klär- und Vergärwerken die Einspeisung 

von erneuerbarem Gas deutlich 

gesteigert werden kann. Würden sämtliche 

bestehenden Schweizer Klär- und Biogasanlagen, 

die bereits Biogas produzieren und 

sich in der Nähe eines Gasnetzes befinden, 

auf die Power-to-Gas-Technologie umgebaut 

und das Gas ins Netz einspeisen, könnte die 

Einspeisung von erneuerbarem Gas in der 

Schweiz von aktuell 308 Gigawattstunden 

(GWh) auf 1.400 GWh gesteigert werden. Es 

wäre damit möglich, mehr als 900 Gigawattstunden 

Strom im Gasnetz zu speichern. 

Das bestehende Potenzial an möglichen Power-to-Gas-Anlagen 

in der Schweiz erstreckt 

sich auf fast 100 Anlagen, wobei der größte 

Anteil (64 Anlagen) im Bereich der Klärwerke 

liegt (siehe Tabelle 1). Die meisten 

dieser Anlagen verfügen heute noch nicht 

über eine Einspeisung, sondern erzeugen 

aus dem gewonnenen Klärgas durch Kraft- 

Wärme-Kopplung Strom und Wärme, was 

aus der Perspektive der optimalen ökologischen 

Energienutzung im Vergleich zu einer 

Einspeisung unvorteilhafter ist. 

76


International 

Wirtschaftlichkeit 

Die Frage, ob die Technologie wirtschaftlich 

betrieben werden kann, respektive ob 

das zusätzliche Methan zu gleichen Kosten 

erzeugt werden kann wie Methan, das 

durch den konventionellen Biogasprozess 

erzeugt wird, ist durch eine Modellrechnung 

beantwortet worden. Im Vergleich 

zu Erdgas hat Biogas heute einen ökologischen 

Mehrwert, aber auch höhere Herstellungskosten. 

Der daraus resultierende 

Mehrpreis für Biogas wird vollumfänglich 

durch die umweltbewusste Kundschaft akzeptiert 

und getragen. 

Biogas ist von der Mineralölsteuer sowie der 

CO 2 

-Abgabe befreit. Unter diesen Bedingungen 

können heute konventionelle Biogas-Aufbereitungsanlagen 

ohne staatliche 

Fördermittel wirtschaftlich betrieben werden. 

Dieses Grundkonzept soll als Benchmark 

auch für die Power-to-Gas-Anlagen 

gelten. In der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 

wird eine Power-to-Gas-Anlage mit einer 

konventionellen Biogas-Aufbereitungsanlage 

verglichen. So ist geprüft worden, ob 

es möglich ist, die Anlage mit vergleichbaren 

oder sogar tieferen Investitions- und Betriebskosten 

pro Kilowattstunde erzeugtes 

Gas zu betreiben. Nur wenn diese Bedingung 

erfüllt wird, ist die Substitution einer 

konventionellen Biogas-Aufbereitungsanlage 

auch wirtschaftlich sinnvoll. 

Die Befreiung von der Mineralölsteuer und 

CO 2 

-Abgabe gilt seit 2016 analog zum Biogas 

auch für erneuerbares Methan, sofern 

der Wasserstoff aus erneuerbaren Energieträgern 

hergestellt wurde und das CO 2 

nicht 

Abbildung 1: Investitionskosten-Vergleich (konventionelle Biogas-Aufbereitungsanlage 

zu einer Power-to-Gas-Anlage, basierend auf einem kontinuierlichen 

Anlagenbetrieb) 

Franken (1 Fr. = 0,8615 Euro) 

5.000.000 

4.000.000 

3.000.000 

2.000.000 

1.000.000 

- 

Konventionell 

Power-to-Gas 

Tabelle 1: Potenzial in Anzahl Anlagen > 3 GWh (Stand 2015) 

Potenzialanalyse 

in Anzahl Anlagen 

Einspeisung 

bestehend 

aus Prozessen stammt, die explizit CO 2 

für 

die Methanisierung produzieren. Basierend 

auf diesen Rahmenbedingungen wird synthetisches 

Gas dem heutigen Biogas gleichgesetzt. 

Es wird folglich angenommen, 

dass auch der zu erzielende Marktpreis mit 

den Preisen für Biogas identisch sein wird. 

Entsprechend sind 10 bis 12 Rappen pro 

Kilowattstunde (Rp./kWh) für einspeisefähiges 

Biogas ab Produktionsanlage und 

vor Verteilung, Handel und Verkauf gewählt 

Potenzial 

neue Einspeisung 

Gasleitung / Einspeisung 

Planung / Bau 

Gasreinigung 

Speicher 

Methanisierung 

Gasaufbereitung 

Elektrolyse 

Total Potenzial 

Power-to-Gas 

Klärwerk (ARA) 15 64 79 15 64 79 

Vergärwerke 8 9 17 

Total 23 73 96 

worden. Dieser Preis schließt neben dem 

Energiepreis des Gases den ökologischen 

Mehrwert mit ein. Mit tendenziell zunehmendem 

Wettbewerb am Biogasmarkt ist 

dies eine eher optimistische Annahme. Es 

ist zu erwarten, dass dieser Wert in Zukunft 

abnehmend sein wird. 

Für den Vergleich der Power-to-Gas-Anlage 

mit einer konventionellen Biogas-Aufbereitungsanlage 

ist eine Anlagengröße im mittleren 

Segment mit 200 Normkubikmetern 

Abbildung 2: Verschaltung der Demonstrationsanlage «Cosyma» des PSI an der Biogas-Aufbereitungsanlage Werdhölzli 

in Zürich: Ein Teilstrom des Rohbiogases wird abgetrennt, umgewandelt und als Biomethan ins Erdgasnetz eingespeist 

77

International 


Abbildung 3: Aufbau der Versuchsanlage «Cosyma» 

(Nm 3 ) Rohbiogas pro Stunde definiert worden. 

Dies ist für die Schweiz eine typische 

Anlagengröße und entspricht bei kontinuierlicher 

Produktion etwa 11 GWh pro Jahr. 

Investitionskosten 

Durch die Nutzung des CO 2 

aus dem Rohbiogas 

mittels Power-to-Gas kann die eingespeiste 

Biogasmenge auf 160 Prozent 

gesteigert werden. Die Investitionskosten 

der Power-to-Gas-Anlage einschließlich 

aller Aufbereitungsschritte für eine uneingeschränkte 

Einspeisung in das Gasnetz 

steigen im Vergleich zur konventionellen 

Anlage um den Faktor 1,9. Da die Investitionskosten 

nicht nur durch das zusätzliche 

Methan, sondern auch durch das bereits 

im Rohgas enthaltene Methan getragen 

werden können, sind die spezifischen Investitionskosten 

pro kWh nur leicht höher 

als bei einer konventionellen Anlage (Abbildung 

1). Zukünftig wird weiter erwartet, 

dass die Investitionskosten, vor allem mit 

zunehmender Anzahl von Anlagen, noch 

merklich sinken werden. 

Die spezifischen Kosten für Betrieb und 

Wartung sinken durch die um 60 Prozent 

erhöhte Produktionsmenge und kompensieren 

so die höheren Investitionskosten 

von Power-to-Gas im Vergleich zu einer konventionellen 

Aufbereitung. So ergeben sich 

für Betrieb (ohne Rohbiogas und Strom für 

Elektrolyse) und Kapital für beide Varianten 

identische spezifische Kosten pro kWh. 

Wenn für beide Varianten von identischen 

Rohgaskosten ausgegangen wird, ist daher 

die Wirtschaftlichkeit von Power-to-Gas primär 

von den Stromkosten abhängig. 

Diese müssen unter 4,5 Rp./kWh liegen, 

damit das Power-to-Gas-Verfahren mit der 

konventionellen Biogas-Herstellung durch 

CO 2 

-Abtrennung Schritt hält. Dies ist zurzeit 

nur realistisch, wenn Netzgebühren 

bei den Stromkosten entfallen. Weiter kann 

die Wirtschaftlichkeit einer Power-to-Gas- 

Anlage durch Verwertung der anfallenden 

Abwärme sowie des Sauerstoffs aus der 

Elektrolyse je nach Projektstandort und 

Gegebenheiten noch optimiert werden. 

Nachweis der technischen 

Machbarkeit 

Am PSI wurde eine Demonstrationsanlage 

in einem Container aufgebaut (Cosyma), 

um neben der wirtschaftlichen auch die 

technische Machbarkeit der Methanisierung 

ohne vorherige Abtrennung des CO 2 

78


International 

Abb. 4: Verlauf der technischen Demonstration der direkten Methanisierung von 

Biogas in der katalytischen Wirbelschicht: Konzentrationen der Gaskomponenten 

nach der Reaktion und der Gastrocknung 

CH 4 

H 2 

CO 2 

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Betriebsstunden (h) 

vom Biogas zu demonstrieren (siehe Foto 

mit Container). Nach der Inbetriebnahme 

mit Flaschengas auf der Energy-System- 

Integration-Plattform (ESI) des PSI Ende 

2016 wurde die Demonstrationsanlage im 

Januar 2017 zur Biogas-Aufbereitungsanlage 

in Zürich-Werdhölzli transportiert. 

Diese ist eine der größten Biogas-Aufbereitungsanlagen 

der Schweiz und erzeugt aus 

dem Klärgas des Klärwerks Werdhölzli und 

dem Rohbiogas aus dem Vergärwerk bis zu 

800 Nm 3 Methan pro Stunde. Das Rohgas 

aus dem Klär- und dem Vergärwerk besteht 

zu 60 Prozent aus Methan und zu 40 Prozent 

aus CO 2 

und enthält Verunreinigungen 

wie etwa Schwefelverbindungen. Das CO 2 

wird nach einer Gasreinigung durch Aktivkohle 

mittels einer Aminwäsche abgetrennt, 

bevor das Biomethan (>96 Prozent 

CH 4 

) dann getrocknet und eingespeist wird. 

Für die Demonstrationsanlage des PSI wird 

ein Teilstrom von 1 bis 2 m 3 pro Stunde des 

Rohbiogases vor der Aktivkohle abgetrennt 

und nach der Biogas-Aufbereitungsanlage 

als methanreiches Biomethan in das Gasnetz 

eingespeist (siehe Abbildung 2). 

Im Container befindet sich die eigentliche 

Demonstrationsanlage, die im Wesentlichen 

aus vier Abschnitten besteht (siehe Abbildung 

3). Die technischen Merkmale sind 

in Tabelle 2 angegeben. Im ersten Teil des 

Containers wird das Rohbiogas mithilfe eines 

Kompressors auf etwa 6 bar Überdruck 

komprimiert. Danach erfolgt eine Gasreinigung 

zur Abtrennung von Schwefelverbindungen 

und Siloxanen, die den Katalysator 

der Methanisierung vergiften können. 

Methanisierung im 

Wirbelschichtreaktor 

Das gereinigte Gas wird aufgeheizt und 

mit etwas Wasserdampf sowie mit der notwendigen 

Menge Wasserstoff gemischt. 

Im dritten Anlagenabschnitt befindet 

sich der Methanisierungsreaktor, in dem 

jeweils ein Teil CO 2 

mit vier Teilen Wasserstoff 

zu einem Teil Methan und zwei 

Teilen Wasserdampf sowie Wärme umgesetzt 

wird. Dieser Reaktor ist als sogenannte 

„Wirbelschicht“ ausgeführt. Das 

heißt, dass das von unten in den Reaktor 

einströmende Gas die sandkorngroßen 

Katalysatorpartikel anhebt und beim Aufsteigen 

durchmischt, was unter anderem 

eine sehr effektive Kühlung des Reaktors 

und damit eine freie Temperaturwahl in 

der Reaktion erlaubt. 

Darüber hinaus hat dieser Reaktortyp in 

der Vergangenheit gezeigt, dass er deutlich 

robuster gegen Verkokung des Katalysators 

ist als andere thermochemische Methanisierungsreaktoren. 

Nach dem Reaktor folgt 

eine Filtrierung des Gases, um Partikel abzuscheiden, 

sowie eine Kondensation des 

Wasserdampfes. An dieser Stelle besteht 

das Biomethan bereits aus 85 bis 90 Prozent 

Methan, 1 bis 2 Prozent Kohlendioxid 

und 8 bis 14 Prozent Wasserstoff, je nach 

Betriebsbedingungen. Bei im Vergleich zur 

im Gasnetz transportierten relativ kleinen 

Gasmenge kann das erzeugte Biomethan so 

eingespeist werden, ohne die Gasqualität 

zu verändern (sogenannte eingeschränkte 

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79 

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Abb. 5: Einfluss des H 2 

/ CO 2 

-Verhältnisses am Reaktoreingang auf die Gaszusammensetzung 

am Reaktorausgang für eine Wirbelschichtmethanisierung 

von Rohbiogas. 

molare Fraktion (%) 

Gleichgewichtsmodell 

Kinetisches Modell 

H 2 

/ CO 2 

(-) 

Experiment 

ins Erdgasnetz zu erfüllen, ist bei einer industriellen 

Anlage eine Wasserstoff-Membran vorgesehen. Mit 

dieser Stufe wird durch Abtrennung des Wasserstoffs 

die Methankonzentration auf über 96 Prozent gehoben 

und gleichzeitig der Wasserstoffgehalt unter 2 Prozent 

gesenkt. Der Wasserstoff wird wieder zur Methanisierung 

zurückgeführt, wodurch die Gesamteffizienz der 

Wasserstoff-Umsetzung gesteigert wird. 

Ausgehend von Modellrechnungen ist bekannt, dass 

man bei Temperaturen von 250 bis 400 Grad Celsius 

(°C), die für die Methanisierung mithilfe von nickelbasierten 

Katalysatoren notwendig sind, mindestens 95 

Prozent – wegen der Thermodynamik aber keineswegs 

alles CO 2 

– umwandeln kann. Gleichzeitig braucht es 

auch immer einen leichten Wasserstoff-Überschuss im 

Reaktor, um den Katalysator vor Verkokung und Aktivitätsverlust 

zu schützen. Beides zusammen führt im Ergebnis 

zu einem Rest-Wasserstoffgehalt im Biomethan 

von ungefähr 10 Prozent. Wie in Abbildung 4 zu sehen 

ist, gelang es während der gesamten Versuchsdauer 

von 1.000 Stunden, diese Werte als auch den hohen 

Methangehalt (85 bis 90 Prozent) konstant zu halten. 

Dies zeigt die stabile Aktivität des Katalysators und die 

genügend hohe Wirksamkeit der Gasreinigung. 

Temperatur-Optimum: 

340 bis 350 °C 

Vor allem in den ersten 100 Stunden des Dauerversuchs 

wurden verschiedene Optimierungsexperimente 

vorgenommen, um den besten Betriebspunkt zu finden 

und die vorgängig durchgeführten Modellrechnungen 

zu bestätigen. Wegen der thermodynamischen Begrenzung 

dieser Wärme freisetzenden Reaktion sinkt der 

maximal mögliche Umsatz in einem Methanisierungsreaktor 

mit steigender Temperatur. Andererseits ist der 

Katalysator bei tieferen Temperaturen nicht sehr aktiv. 

Deshalb bildet sich ein Temperatur-Optimum, bei dem 

die höchsten Methangehalte möglich sind. Wie vom 

Modell vorhergesagt, liegt das Optimum für diesen Fall 

bei 340 bis 350 °C. 

Eine weitere wichtige Betriebsbedingung ist das Verhältnis 

von CO 2 

zum zugesetzten Wasserstoff (H 2 

). Je 

höher die Wasserstoffzugabe ist, desto mehr CO 2 

kann 

zu Methan umgewandelt werden. Allerdings verdünnt 

dann der nicht umgesetzte Wasserstoff das Biomethan 

und muss mittels Membran abgetrennt und zurückgeführt 

werden. Umgekehrt sinkt die Methanausbeute aus 

CO 2 

mit sinkendem H 2 

-Gehalt des Reaktors; zusätzlich 

muss eine Katalysatordeaktivierung vermieden werden. 

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Das Ergebnis kann in Abbildung 5 betrachtet werden, 

die den Einfluss des H 2 

:CO 2 

-Verhältnisses am Reaktoreingang 

auf die Gaszusammensetzung am Reaktorausgang 

für eine Reaktor-Temperatur von 340 bis 350 °C 

darstellt. Die Punkte zeigen dabei die experimentellen 

Ergebnisse, während die durchgezogene Linie dem 

thermodynamischen Gleichgewicht und die gestrichelte 

Linie der Modellvorhersage entspricht. Es lässt sich 

also sagen, dass der Reaktor bis an das thermodynamische 

Maximum herangeht und dies mit der Modellrechnung 

übereinstimmt. 

Tabelle 2: Technische Merkmale der Versuchsanlage «Cosyma» 

Leistung 

Autoren 

Andreas Kunz 

Energie 360° 

ca. 10 kW Wasserstoff-Zufuhr 

Produktmenge 20 kW Methan, davon 7-8 kW aus umgesetztem CO 2 

Druckbereich 

bis 10 bar 

Temperaturbereich 290-400 °C 

Eingebaute 

Prozessschritte 

Gasmischung, Gasreinigung, Wasserdampfzugabe, Methanisierung, 

Filtration, Kondensation, Armaturen zur Einspeisung ins Gasnetz 

Schlussfolgerungen 

Im Rahmen des 1.000-stündigen Dauerversuchs 

konnten die optimalen Betriebsbedingungen im Reaktor 

verifiziert und unter realen Bedingungen bestätigt 

werden: Bei zu tiefen Temperaturen wird der Katalysator 

in seiner Kinetik gehemmt, während zu hohe Temperaturen 

eine thermodynamische Limitierung nach 

sich ziehen. Hohe Wasserstoffzugaben erlauben eine 

gute Ausbeute, aber verdünnen das Biomethan durch 

überschüssigen H 2 

. In Zukunft kann hier allerdings 

eine Membran eingesetzt werden, um den Wasserstoff 

zurückzuführen. 

Um die Membranfläche und damit die Kosten niedrig 

zu halten, sollte der Wasserstoffüberschuss aber 

möglichst klein sein. Zu wenig Wasserstoff senkt die 

Ausbeute an Methan und führt allenfalls zu Verkokung 

des Katalysators. Der 1.000-Stunden-Versuch in der 

Wirbelschichtmethanisierung läuft stabil mit optimierten 

Parametern, wobei eine vergleichsweise geringe 

Wasserstoffzugabe gewählt wurde und trotzdem relativ 

hohe Methankonzentrationen erreicht werden konnten. 

Damit ist der technische Nachweis erbracht, dass die 

direkte Methanisierung von Biogas mit erneuerbarem 

Wasserstoff (Power-to-Gas) in einem Wirbelschichtreaktor 

60 Prozent mehr erneuerbares Gas aus der gleichen 

Rohbiogasmenge für die Einspeisung ins Gasnetz 

bereitstellen kann, als es eine Biogas-Aufbereitung 

mittels CO 2 

-Abtrennung vermag. Die nächsten technischen 

Schritte sind Experimente im Pilotmaßstab (100 

bis 200 kW Methan 

), für die eine Versuchsanlage am PSI 

im Bau ist. 

Diese sollen einige technische Details weiter erhellen 

(dynamischer Betrieb, Wärmeauskopplung) und Daten 

für eine Validierung des prediktiven Simulationsmodells 

liefern. Da mit diesem Reaktortyp bereits Erfahrungen 

bis in den Megawatt-Bereich vorliegen, kann 

zusammen mit den jetzt vorliegenden Untersuchungsergebnissen 

bestätigt werden, dass die Wirbelschicht- 

Technologie für die Umsetzung nunmehr bereitsteht. 

Julia Witte, Tilman Schildhauer und Serge Biollaz* 

Forschungsbereich Energie und Umwelt 

Paul Scherrer Institut 

* Kontakt: serge.biollaz@psi.ch 

81

International 


Abfallvergärungsanlage in Nashik 

im indischen Bundesstaates 

Maharashtra. 

Foto: GIZ 

Indien 

Neu-Delhi 

Nashik wird 

Abfall-zu-Energie-Modell 

Ende November 2017 wurde in Nashik im nördlichen Teil des indischen Bundesstaates 

Maharashtra eine Abfallverwertungsanlage errichtet, die aus Abwasser und 

organischen Abfällen Biogas erzeugt. Die Anlage stellt eine technische Lösung dar, 

die in dicht besiedelten, urbanen Gegenden replizierbar und finanzierbar ist. 

Von M.Sc./ME Dirk Walther 

Entsprechend den Klimazielen der indischen 

Regierung werden die Treibhausgasemissionen 

(THG) in der indischen Stadt Nashik sowohl 

dank der Behandlung von organischen 

Abfällen und der Vermeidung unkontrollierter 

Methanemissionen als auch durch die Erzeugung 

Erneuerbarer Energien reduziert. Die Rückgewinnung 

von Nährstoffen durch mögliche Nebenprodukte wie 

etwa Kompost könnte die Substitution von Mineraldünger 

ermöglichen und bietet weitere Vorteile in Bezug 

auf die Schließung von Nährstoffkreisläufen. 

Angesichts der aktuellen wirtschaftlichen Entwicklung 

und des rasanten Zuwachses der urbanen Bevölkerung 

steigen die Menge an Feststoffabfall, der Abwasseranfall 

und der Energieverbrauch pro Kopf in dicht besiedelten 

Gegenden Indiens. Wie viele andere indische 

Städte hat auch die Stadt Nashik ein Problem mit dem 

Abfallmanagement. Das Land gab 2016 mit den Solid 

Waste Management Rules (SWM) neue Bestimmungen 

heraus, die unter anderem auf eine Abfalltrennung an 

der Quelle, die Kompostierung und Biomethangaserzeugung 

abzielen. 

Daher ist rasch ein integrierter Ansatz erforderlich, um 

einen besseren Umgang mit Feststoffabfall und Abwasser 

im Hinblick auf eine Verbesserung der Lebensqualität 

und der öffentlichen Gesundheit sowie auf die 

Vermeidung von Wasser- und Bodenverunreinigungen 

zu bewirken. Zudem tragen der Schutz natürlicher 

Ressourcen sowie die Erzeugung Erneuerbarer Energie 

zur Verringerung von Treibhausgasemissionen bei. Der 

Abfallsektor hat große Auswirkungen auf den Klimawandel, 

denn etwa mit Methan oder Stickstoffoxiden 

82


International 

werden erhebliche Mengen an Kohlenstoff und andere 

Treibhausgase mit einem noch größeren Potenzial für 

die globale Erderwärmung als CO 2 

abgegeben. 

In der Anlage werden biologisch abbaubare Abfälle von 

Restaurants und Abwasser von öffentlichen Toiletten, 

die in der Großstadt anfallen, behandelt. In einem ersten 

Schritt werden organische Abfälle und Abwasser 

separat behandelt. Die organischen Abfälle werden 

von anorganischen Stoffen befreit, an einen Zerkleinerer 

weitergeleitet und dann mit Abwasser gemischt, 

sodass Schlamm entsteht. Dieser wird dann kontinuierlich 

belebt und an den Faulbehälter geschickt. Die 

Möglichkeit der Pasteurisierung des Abwassers durch 

überschüssige Wärme bleibt erhalten, um überschüssige 

Gärrückstände für die Produktion von Biodünger 

weiterzuverwenden. 

Anlagentechnik von deutschen Firmen 

entwickelt 

Durch die Kombination von festen und flüssigen Abfallströmen 

erzeugt ein hocheffizienter Biofaulbehälter 

eine Gasmenge, die über jener der im Land verwendeten 

herkömmlichen Biomethanisierungsprozesse liegt. 

Das in Nashik eingesetzte System basiert auf dem Prinzip 

von HAMBURG WATER Cycle ® , das von Hamburg 

Wasser, den Hamburger Wasser- und Abwasserbetrieben, 

entwickelt wurde. In Kooperation mit Paradigm, 

einem nationalen Beratungsunternehmen in Bangalore, 

und dem BIRLA Institute of Technology and Science 

in Goa wurde das System an die lokalen Anforderungen 

angepasst. 

Mit einer Gesamtkapazität von bis zu 35 Tonnen organischem 

Input pro Tag wird es zwischen 10 und 

15 Tonnen organische Abfälle und 10 bis 20 Tonnen 

Schwarzwasser pro Tag verbrauchen. Das anaerobe 

System kann bei Volllast bis zu 2.500 Kubikmeter Biogas 

täglich liefern, womit voraussichtlich mindestens 

3.300 Kilowattstunden täglich erzeugt werden sollen. 

Die angeschlossene Kraft-Wärme-Kopplungsanlage erzeugt 

nicht nur Strom, der in das Stromnetz von Maharashtra 

eingespeist wird. Gleichzeitig wird überschüssige 

Wärme verwendet, um das zufließende Abwasser 

vorzuwärmen und vorzubehandeln und eine optimale 

Temperatur im Faulbehälter beizubehalten. So wird der 

biologische Prozess der Gärung des Abfallgemisches 

beschleunigt. 

Nach dem Durchlaufen des H 2 

S-Reinigers enthält das 

derzeit erzeugte Biogas rund 60 Prozent Methan. Dieser 

Wert kann über eine detaillierte Überwachung des 

biologischen Prozesses in Verbindung mit operativen 

Optimierungsmaßnahmen noch weiter verbessert werden. 

Operative Verbesserungen meinen einen dynamischen 

Prozess bei der Arbeit mit Mikroorganismen 

und biologischer Aktivität. Der hygienisch sichere und 

nährstoffreiche Abfluss, der aus diesem Prozess resultiert, 

wird teilweise im Gärungsprozess wiederverwertet. 

Der restliche Teil wird als Befeuchtungsmittel im 

Kompostiervorgang in der bestehenden Kompostieranlage 

verwendet, wodurch sich der Recycling- und 

Abfallverwertungskreislauf schließt. Die Untersuchung 

weiterer Behandlungsmöglichkeiten der Gärrückstände 

des Reaktors ergab, dass biologische Rückstände 

zur Schaffung von Terra Preta-Böden oder phosphatreichem 

Biodünger für die Landwirtschaft verwendet 

werden können. 

Obwohl die Biomethanisierung in Indien durchaus etabliert 

ist, scheiterten viele solcher Anlagen entweder 

aus Mangel an geeigneten Input-Materialien oder aufgrund 

von nicht tragfähigen Geschäftsmodellen. Der 

Bau der Anlage wurde durch das „Abfall zu Energie“- 

Projekt unterstützt, das von der Internationalen Klimaschutzinitiative 

(IKI) des deutschen Bundesministeriums 

für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit 

(BMUB) zusammen mit dem Ministerium für Umwelt, 

Forstwirtschaft und Klimawandel (MoEF&CC) als indischem 

Kooperationspartner finanziert wurde. 

Zur Nachahmung empfohlen 

Das gemeinsame Projekt der Stadtverwaltung und der 

Deutschen Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit 

(GIZ) GmbH zeigt ein tragfähiges Geschäftsmodell 

für die Implementierung von Abfall zu Energie-Projekten 

durch eine Public Private Partnership (PPP). Es 

eignet sich als Modell für die Entwicklung und Replizierung 

einer nachhaltigen Abfall-zu-Energie-Technologie 

und hat das Potenzial, die Investitionskosten für den 

öffentlichen Sektor zu verringern und operative Sicherheit 

zu erzielen. 

Es war ein steiniger Weg bis zum Bau und zur Inbetriebnahme 

der Anlage. Zu Beginn des Projekts wurden 

im Rahmen einer vorläufigen Machbarkeitsstudie mögliche 

Standorte für den Bau der Anlage untersucht. 

Nashik wurde aus mehreren Gründen, darunter wegen 

der Menge von Abfallaufkommen und der verfügbaren 

Einspeisetarife, als am besten geeignete Stadt ausgewählt. 

Es folgten Machbarkeitsstudien und unterstützende 

Studien, Basisanalysen sowie ein detaillierter Projektbericht. 

Zuletzt wurde ein PPP-Konzept für den Bau 

der Anlage entwickelt, demzufolge die Stadtverwaltung 

von Nashik, die Nashik Municipal Corporation (NMC), 

die Verantwortung für den Bau trägt. Die NMC stellte 

über einen Zuschuss der deutschen Regierung einen 

Kapitaleinsatz in Höhe von INR 68 Millionen bereit. Die 

zusätzlichen Kapitalinvestitionskosten in Höhe von INR 

12 Millionen kamen vom ausgewählten Auftragnehmer. 

Ebenfalls sehr wichtig für den Bau der Anlage war die 

Tatsache, dass die NMC die besten Bedingungen für die 

Implementierung bot. Daher wurden die Verfügbarkeit 

von Input-Materialströmen (organische Abfälle und Abwasser) 

und deren Nutzung sowie die bestehende Infrastruktur 

angeboten. Die NMC ist bereit, Vorkehrungen 

für die Nutzung der erzeugten Energie zu treffen, indem 

diese in das staatliche Stromnetz eingespeist wird. 

83

International 


Privater Projektpartner muss 

die Anlage managen 

Das Projekt wird im DBFOT-Modus (Design, Finanzierung, 

Bauweise, Betrieb und Transfer) implementiert. 

Der über eine Ausschreibung ausgewählte private Partner 

ist über einen Zeitraum von zehn Jahren für Design, 

Betrieb und Wartung der Anlage verantwortlich 

und gewährleistet die Sammlung und den Transport 

ausreichender Abfälle zur Anlage. Die von der NMC für 

Betrieb und Wartung, Sammlung und Transport erforderliche 

monatliche Investition beläuft sich auf INR 

500.000. Im Gegenzug garantiert der Anlagebetreiber 

die Bereitstellung der erzeugten Elektrizität für das 

Stromnetz von Maharashtra, das der NMC kostenlos 

zur Verfügung steht. 

Der Projektkreislauf schließt sich, indem sich daraus 

Vorteile für das städtische Abfallmanagement, die Erzeugung 

Erneuerbarer Energie und zusätzlich die Verringerung 

des ökologischen Fußabdrucks und eine Steigerung 

der Ressourceneffizienz ergeben, was für Indien 

als aufstrebende Wirtschaftsmacht in Bezug auf die 

Minderung der Umweltbelastung besonders wichtig ist. 

Dieses erfolgreiche Pilotprojekt ermutigt die Regierung 

und die zugehörigen Stakeholder. Entscheidungsträger 

aus mehreren Staaten und Städten haben ihr Interesse 

am Projektkonzept bekundet und befinden sich bereits 

in der Planungsphase für eine Replizierung der Anlage 

zum Beispiel in Goa. Die nachhaltige Abfall-zu-Energie-Technologie 

ist bereit für die Implementierung, um 

nun ganzheitliche und integrierte Abfallmanagementkonzepte 

in ganz Indien zu unterstützen. 

Autor 

M.Sc./ME Dirk Walther 

Projektleiter 

Support to the National Urban Sanitation Policy (SNUSP) 

Phase II 

Soil Protection and Rehabilitation Project (ProSoil), SEWOH 

and Waste to Energy (WtE) 

Deutsche Gesellschaft für Internationale 

Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 

2nd Floor · B-5/2 · Safdarjung Enclave 

New Delhi-110029 · India 

Serbien: Fachverband und GIZ unterstützen bei der Biogasnutzung 

Diskussionsrunde: Dr. Stefan Rauh (zweiter von links), Geschäftsführer Fachverband Biogas e.V., im 

Gespräch mit dem Präsidenten des serbischen Biogasverbandes Danko Vuković (zweiter von rechts) 

und Slobodan Cvetkovic vom Umweltministerium (rechts). 

Im April 2018 hat eine langfristige Kooperation 

zwischen dem Fachverband Biogas e.V. und der 

Deutsche Gesellschaft für internationale Zusammenarbeit 

(GIZ) in Serbien begonnen und wird im 

Rahmen des Programms „Förderung eines nachhaltigen 

Bioenergiemarktes in Serbien“ durchgeführt. 

Das Programm ist ein gemeinsames Vorhaben der 

Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) und der GIZ 

und Teil der Deutschen Klima-Technologieinitiative 

(DKTI). Durch die technische Zusammenarbeit sollen 

die Kapazitäten und Rahmenbedingungen für 

eine nachhaltige Bioenergienutzung verbessert 

werden. 

Während der ersten Phase des Projekts (2013 bis 

2017) war der Fachverband Biogas e.V. mit mehreren 

zweitägigen Schulungen für landwirtschaftliche 

Berater des Landwirtschaftsministeriums 

zum Thema Biogas beteiligt. Weiterhin wurde die 

Sicherheitsbroschüre des Fachverbandes 2017 

ins Serbische übersetzt. Ziel der Kooperation in der 

zweiten Phase des Projekts (2018 bis 2020) ist unter 

anderem die Unterstützung bei der Entwicklung 

von geeigneten rechtlichen Rahmenbedingungen 

für Biogas. Außerdem soll der serbische Biogasverband 

bei der Erlangung von Kompetenzen unterstützt 

werden. 

Als ersten Schritt der zweiten Projektphase nahmen 

Dr. Stefan Rauh und Alexey Mozgovoy für den Fachverband 

am 18. April an der Veranstaltung „Entwicklung 

des Biogasmarktes in Serbien – Einfluss 

von Anreizen auf die Nachhaltigkeit“ teil, die vom 

serbischen Biogasverband, dem serbischen Energieministerium 

und der GIZ in Belgrad organisiert 

wurde. In diesem Rahmen zeichnete das serbische 

Wirtschaftsministerium eine klar positive Perspektive 

für Biogas. Die Ministeriumsvertreter sind ebenfalls 

zuversichtlich, die gesteckten Ziele von 30 MW 

installierter elektrischer Leistung zügig zu erreichen. 

Der serbische Biogasverband sieht noch deutlich 

größere Potenziale und hält stabile Rahmenbedingungen 

für notwendig, um diese zu heben. 

Aktuell wird in Serbien die Zukunft der Biogasbranche 

intensiv diskutiert, da eine Novelle der Einspeisetarife 

ansteht. Ein interessanter Aspekt ist hier die Frage, 

wie mit den Bestandsanlagen verfahren werden soll, 

die eine garantierte Vergütung für 12 Jahre bekommen 

haben. Im Rahmen der Kooperation von Fachverband 

Biogas und GIZ werden unter anderem hierzu weitere 

Aktivitäten im Sommer durchgeführt. Für weitere Informationen 

wenden Sie sich bitte im Fachverband 

Biogas e.V. an Giannina Bontempo (Projektmanagerin, 

Referat International) oder Frank Hofmann 

(Fachreferent International, Referat International). 


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Aus der 

Verbandsarbeit 

Bericht aus der Geschäftsstelle 

EEG-Novelle mit Verbesserungen 

für Biogas? – 

Oder doch nicht? 

Das Hauptthema im Referat Politik waren die 

Verhandlungen zur laufenden Reform des Erneuerbare- 

Energien-Gesetzes (EEG). Obwohl nach Absicht des 

Bundeswirtschaftsministeriums das Gesetz vor allem 

dazu dienen sollte, die Ausschreibungsbedingungen 

für Windenergieanlagen an Land zu verbessern, wurde 

bald zwischen Union und SPD erbittert darüber 

verhandelt, ob nicht auch die im Koalitionsvertrag 

vereinbarten „Sonderausschreibungen“ Windenergie 

und Photovoltaik eingeführt werden sollten. 

Von Dr. Stefan Rauh 

Im Rahmen der laufenden EEG-Novelle setzte sich der Fachverband 

Biogas e.V. gemeinsam mit den anderen Bioenergie-Verbänden 

dafür ein, auch zwei für unsere Branche bedeutsame 

Punkte ins Gesetz zu bringen: zum einen die Einführung von 

Ausnahmeregelungen, die sicherstellen, dass ein möglicher Ausbruch 

der Afrikanischen Schweinepest (ASP) oder einer anderen meldepflichtigen 

Seuche nicht zu einem Vergütungsverlust führt; zum 

anderen eine Regelung, die erlaubt, dass Betreiber trotz bestehendem 

Flexdeckel in die Flexibilisierung ihrer Anlage investieren können, 

ohne befürchten zu müssen, nach Abschluss der Flexibilisierung 

die Flexprämie nicht mehr zu erhalten. 

Verhandlungen zum EEG vorerst gescheitert 

Zwar war unser Einsatz zunächst von Erfolg gekrönt: Der Parlamentarische 

Staatssekretär im Wirtschaftsministerium Thomas Bareiß 

sicherte öffentlich zu, beide Regelungen würden bei der EEG-Reform 

berücksichtigt und entsprechende Gesetzestexte waren formuliert. 

Damit wären die beiden Kernforderungen des Fachverbandes Biogas 

e.V. erfüllt worden. Am gleichen Abend scheiterten jedoch die Verhandlungen 

zwischen Union und SPD zu dem Gesetzespaket, so dass 

86

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

die nun angestrebte EEG-Reform vermutlich erst nach 

der parlamentarischen Sommerpause durchgeführt 

werden kann. 

Da sich die Streitigkeiten nicht auf die beiden „Biogaspunkte“ 

im Gesetzespaket beziehen, sind die formulierten 

Texte zu Regelungen im Seuchenfall und zur 

Anpassung des Flexdeckels eine gute Basis für die Weiterentwicklung 

des EEG. Es ist zu erwarten, dass diese 

Regelungen perspektivisch Eingang ins EEG finden 

und die Investitionssicherheit für Betreiber verbessern. 

Die angedachte Regelung zum EEG sieht vor, dass der 

Flexdeckel zwar bereits bei 1.110 Megawatt (MW) erreicht 

wäre, dem Betreiber aber nun danach noch 16 

Monate blieben, um seine Projekte abzuschließen und 

in der Flexprämie anzumelden. In der Praxis würde das 

bedeuten, dass die Bundesnetzagentur mitteilt, wenn 

die 1.110 MW voll sind. Damit ginge aber nicht das 

Ende der Flexprämie einher, sondern die Betreiber 

könnten noch 16 Monate Leistung zur Flexprämie anmelden. 

In diesem Zeitraum ließen sich in der Regel 

alle Flexibilisierungsprojekte umsetzen. 

Eichung ein Thema im Referat Energierecht 

Bei der Entwicklung von Gesetzesvorschlägen war 

aufgrund der Komplexität der Regelungen im EEG zu 

Gülleanteilen das Referat Energierecht intensiv involviert. 

Ergänzend dazu hat sich das Referat mit dem 

Mess- und Eichrecht beschäftigt. Hier wird vonseiten 

der Behörden die Frage aufgeworfen, ob alle Strom-, 

Wärme- und auch Substratmengen geeicht zu erfassen 

sind. Gerade die Erfassung von Güllemengen läuft in 

der Praxis ungeeicht ab, was daran liegt, dass entsprechende 

Techniken nicht verfügbar sind oder extrem 

teuer wären. Ziel der Gespräche ist es, eine praxisgerechte 

Lösung zu erarbeiten. 

Neue Emissionsgrenzwerte für BHKW 

Die Emissionsgrenzwerte für BHKW, die bislang in 

der TA Luft geregelt waren, werden zukünftig über 

eine neue Verordnung zur Durchführung des Bundes- 

Immissionsschutzgesetzes (BImSchV) vorgegeben, um 

den EU-Vorgaben Rechnung zu tragen und die Wertigkeit 

der Reduzierung der Umweltverschmutzung durch 

Abgase auch im Biogas-Bereich zu erhöhen. Diese Verordnung 

trägt den Titel „Verordnung über mittelgroße 

Feuerungsanlagen – XX. BImSchV“ und liegt den Verbänden 

seit dem 8. Mai im Referentenentwurf vor. 

Der Fachverband Biogas e.V. hat von der Möglichkeit 

zur Kommentierung Gebrauch gemacht und fristgerecht 

zum 30. Mai eine gemeinsame Stellungnahme 

eingereicht. Darin wurden neben einigen unklar definierten 

Begriffsbestimmungen vor allem die Komplexität 

der Formulierungen mancher Inhalte, wie zum 

Beispiel die Übergangsregelungen für Bestands- und 

Neuanlagen, kritisiert. Weiterhin wurde bemängelt, 

dass mit der in 2025 geplanten Einführung eines sehr 

restriktiven NOx-Grenzwerts, der nur mittels SCR-Katalysator 

eingehalten werden kann, auf eine Technologie 

gesetzt wird, die derzeit für Biogas-Motoren noch nicht 

etabliert ist. 

Evaluation des Indienprojektes 

Anfang Juni fand die Evaluation des KVP (Kammer- und 

Verbandspartnerschaft)-Projekts mit der Indian Biogas 

Association (IBA) in Neu Delhi statt. Hierbei wurde die 

bisherige Arbeit der ersten Projektphase über drei Jahre 

zusammen mit einer vom BMZ beauftragten Gutachterin 

bewertet und wurden die Ziele für eine eventuelle 

zweite Projektphase festgelegt. Die Arbeit wird, ein positiver 

Bescheid vom Bundesministerium für Entwicklung 

und Zusammenarbeit vorausgesetzt, ab Dezember 

beginnen und ist dann ebenfalls für den Zeitraum von 

drei Jahren angelegt. Dabei wird die IBA in Zusammenarbeit 

mit dem FvB den Fokus auf die Lobbyarbeit zur 

besseren Ausgestaltung der Rahmenbedingungen und 

auf den Ausbau der Dienstleistungen legen. 

Im Rahmen der Kooperationsvereinbarung mit der 

GIZ Serbien ist der Fachverband beauftragt worden, 

die Rahmenbedingungen für kleine Biogasanlagen zu 

untersuchen und Empfehlungen zu entwickeln, wie 

besonders umweltfreundliche, kleine Biogasanlagen 

in Serbien gezielt gefördert werden können. Die Beratungsleistung 

des Fachverbandes Biogas e.V. besteht 

aus Modellberechnungen, um angemessene Einspeisetarife 

entwickeln zu können, und aus Gesprächen mit 

Vertretern verschiedener Ministerien und Marktakteure 

in Serbien. 

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Verband 


Neue Mitarbeiterin im 

Referat Verwaltung 

Seit Juni 2018 verstärkt Irene Radlmayr 

als Teamassistentin die Verwaltung. Die 

gebürtige Freisingerin ist eine der ersten 

Ansprechpartnerinnen für unsere Mitglieder 

am Telefon. Des Weiteren wird sie sich um die 

Mitgliederverwaltung kümmern und die Verwaltung 

in allen administrativen Aufgaben 

unterstützen. 

Energiepflanzen und Düngeversuche 

auf den DLG-Feldtagen 

Im Referat Veranstaltungen stand von April bis Juni alles 

im Zeichen der Präsentationen auf der IFAT in München 

und den DLG-Feldtagen in Bernburg-Strenzfeld, 

die traditionell beide in den geraden Jahren stattfinden. 

Auf der IFAT (Fachmesse für Wasser-, Abwasser-, 

Abfall- und Rohstoffwirtschaft) besuchten zahlreiche 

nationale und internationale Gäste den Gemeinschaftsstand 

des Fachverbandes Biogas e.V., um sich aktuelle 

Informationen zu besorgen. Auf den DLG-Feldtagen 

wurden auf Versuchsflächen verschiedene Energiepflanzen 

und Düngeversuche präsentiert. 

Auch die ersten Hoffeste dieses Jahres standen an und 

wurden mit Präsentationen unterstützt. Die Vorbereitungen 

für die BIOGAS Convention im November 2018 

haben zudem bereits begonnen, Programm und Website 

sind in Arbeit. Als Neuheit wurde der 1. Branchentag 

Erneuerbare Energien Bayern am 15. Juni in Taufkirchen 

organisiert (www.ee-bayern.de). Spartenübergreifend 

haben sich die Erneuerbare-Energien-Verbände in 

Bayern unter dem Motto „100 Prozent Erneuerbare“ 

mit einem spannenden Vortrags- und Ausstellungsprogramm, 

mit Vertretern und Teilnehmern aus Politik, 

Wissenschaft und Praxis für die Erneuerbaren engagiert. 

Über 200 Akteure der Erneuerbaren waren vor 

Ort dabei. 

Foto: Privat 

Intensiver Austausch zur Nutzung 

von Biomethan 

Alexey Mozgovoy, Leiter der neu geschaffenen Stabsstelle 

Kraftstoff/Biomethan, führte in den letzten Wochen 

bereits einige Gespräche mit den Herstellern und Vermarktern 

von Biomethan. Das Ziel dieser Gespräche war, 

aktuelle Herausforderungen der Branche zu analysieren 

und die gewonnenen Erkenntnisse für die Erreichung 

strategischer und taktischer Verbandsziele mit Hinblick 

auf die Perspektive der kraftstofflichen Nutzung von gasförmigem 

und flüssigem Biomethan zu nutzen. 

Aus diesem Grund begann auch ein Fachaustausch mit 

weiteren Vertretern der Biogasbranche sowie des Automobil-, 

Kraftstoff- und Energiesektors, der kontinuierlich 

fortgeführt wird. Dieser wurde sowohl bilateral als 

auch in Form von Vorträgen auf diversen Branchentreffen 

durchgeführt, wie zum Beispiel auf dem Internationalen 

LNG Summit am 25. und 26. April in Hamburg 

und beim Internationalen Workshop „LNG Roadmap – 

LNG as a driving force for cross-border cooperation 

within Europe” am 29. Mai in Düsseldorf, wo diverse 

Herausforderungen und Marktperspektiven von 

BioLNG als Kraftstoff untersucht wurden. 

Arbeitshilfe A-017 „Verhalten beim 

Auftreten der Afrikanischen Schweinepest“ 

veröffentlicht 

Ein Auftreten der Afrikanischen Schweinepest (ASP) in 

Deutschland ist durchaus möglich. Aus diesem Grund 

ist es für Landwirte wichtig zu wissen, wie zu reagieren 

ist, wenn der eigene Schweinehaltungsbetrieb oder der 

mit Gülle liefernde Betrieb mit ASP infiziert ist. Der FvB 

hat hierzu auf vielfachen Wunsch eine Arbeitshilfe entwickelt 

und diese nun für Mitglieder auf der Homepage 

des Fachverbandes Biogas e.V. veröffentlicht. 

Wenn der eigene oder der beliefernde Betrieb mit ASP 

infiziert sind, gilt es einige Schritte zu beachten. Diese 

sollten vorab über einen „Tierseuchenplan“ definiert 

werden. Die Arbeitshilfe gibt dem Betreiber konkrete 

Hinweise, wie ein solcher Plan im Falle der ASP aussehen 

kann. Die einzelnen Schritte sind immer individuell 

mit dem zuständigen Amtstierarzt abzustimmen. 

Erfolgreiche Workshops Fachverband 

Biogas Service GmbH 

Im Mai und Juni wurden vier exklusive Workshops für 

Mitglieder des Fachverbandes Biogas e.V. zum Thema 

Dünge- und Stoffstrombilanzverordnung angeboten. 

Mit Nürnberg, Leipzig, Sendenhorst und Verden wurde 

das gesamte Bundesgebiet abgedeckt und bei jeder 

Schulung auf regionale Spezifika eingegangen. Bei 

den Workshops wurden jedoch nicht nur die rechtlichen 

Vorgaben vorgestellt, sondern es wurde auch auf Optimierungsmöglichkeiten 

für Biogasbetriebe, wie zum 

Beispiel die Gärproduktaufbereitung, eingegangen. 

Weiterhin wurden Vorträge von Vertretern aus Landwirtschaftskammern, 

Landesanstalten und Landesministerien 

gehalten, um die Schwerpunkte des Vollzugs, den 

Ablauf von Kontrollen oder landesspezifische Besonderheiten 

vorzustellen. Die über 100 Teilnehmer der 

Veranstaltungen konnten damit von einer einzigartigen 

Diskussion mit Vollzugs-, Verbands- und Praxisvertretern 

profitieren, die optimal auf die Interessen der Betreiber 

vor Ort zugeschnitten war. 

Autor 

Dr. Stefan Rauh 

Geschäftsführer 


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89

Verband 


Regionalgruppe Mittelfranken 

Sicherheits-Praxistag in Weitlingen durchgeführt 

Nach der Begrüßung durch 

Regionalgruppensprecher 

Peter Hecht zum Biogas- 

Sicherheits-Praxistag der RG 

Mittelfranken in Weitlingen, 

wurde von Referentin Marion 

Wiesheu beim Fachverband Biogas 

e.V. zuständig für das Thema Qualifizierung 

und Sicherheit, eingangs 

über Havarien und Unfälle berichtet. 

Diese zukünftig zu verhindern, indem 

die Anwesenden für die Sicherheit 

sensibilisiert und zur Teilnahme an 

Betreiberschulungen motiviert werden, 

das war Sinn und Zweck dieser 

Veranstaltung. 

Mit einem Überblick auf die aktuelle 

Entwicklung bei Gesetzen und Vorschriften 

wurden die Teilnehmer informiert. 

Kritische Rückmeldungen von Teilnehmern 

zeigten, dass auch bei den Behörden zum 

Teil Wissenslücken vorherrschen. Die Anlagenbetreiber 

sind gut beraten, ihre erforderlichen 

Prüfungen zur Inbetriebnahme 

beziehungsweise die wiederkehrenden Prüfungen 

sowie die dazugehörige Dokumentation 

auf dem aktuellen Stand zu halten. 

In diesem Zusammenhang wurde auf ein 

von manchem Betreiber unterschätztes 

Problem aufmerksam gemacht: die der 

Kontrolle ihres Prüfers. Sie selbst müssen 

nämlich eigenverantwortlich feststellen, 

ob die befähigte Person über eine entsprechende 

Qualifikation verfügt. Jeder Verantwortliche 

sollte sich eine solche Befähigung 

schriftlich bestätigen und sich die hierfür 

erforderlichen Zertifikate aushändigen lassen. 

In diesem Zusammenhang erinnerte 

Die Seminarteilnehmer besichtigten die Biogasanlage Schuster, 

an der Fragen zum Thema Sicherheit weiter vertieft wurden. 

die Referentin die Teilnehmer daran, dass 

am Ende des Tages in allen Belangen der 

Anlagenbetreiber der Letztverantwortliche 

ist, selbst wenn eine Fachfirma mit einer 

Arbeit beauftragt wurde. 

Hierzu hat der Fachverband Biogas für seine 

Mitglieder eine ganze Reihe von Arbeitshilfen 

und Informationsblätter ausgearbeitet. 

In einem weiteren Vortrag informierte 

der Schadensmanager Mathias D‘Angelo 

von der gvp, wie er im Schadensfall als 

Versicherungsberater tätig werden kann 

und im Auftrag seines Kunden dessen Interessen 

gegenüber der Versicherung vertritt. 

Er wies in seinem Vortrag auf die Tücken 

in Versicherungsverträgen hin und worauf 

Landwirte achten sollten, um im Schadensfall 

nicht in die Gefahr einer Unterversicherung 

zu geraten. 

Der Entwicklungsleiter Stefan Fröhlich 

von der Firma Air-Sonic erläuterte 

neue gesetzliche Vorgaben für Biogas-BHKW 

und stellte anschließend 

technische Lösungsmöglichkeiten 

zur Einhaltung der Emissionsgrenzwerte 

vor. Am Ende des Vormittagprogramms 

gab der Sachverständige 

Roland Abel hilfreiche Tipps zur Erstellung 

der Gefährdungsbeurteilung 

und des Ex-Schutzdokuments. Ein 


an sich trockenes Thema wurde anhand 

konkreter Beispiele aus der Praxis 

frisch in Erinnerung gerufen. Am 

Nachmittag besuchten die Teilnehmer 

die vorbildlich geführte Biogasanlage 

Schuster. Neben einer Anlagenbegehung – 

mit praktischen Hinweisen von Roland Abel – 

bekamen die zu jedem Zeitpunkt hochmotivierten 

und interessierten Teilnehmer eine 

Vorführung von persönlicher Schutzausrüstung 

(PSA) durch Friedrich Auernhammer 

von der SVLFG. 

Autor 

Dipl.-Ing. agr. (FH) Markus Bäuml 

Regionalreferent Süd-Ost 


Tel. 0 94 71/601 95 50 

E-Mail: markus.baeuml@biogas.org 

Regionalgruppe Niederbayern 

Biogas-Sicherheits-Praxistag in Pocking veranstaltet 

Zum Biogas-Sicherheits-Praxistag 

konnte der stellvertretende 

Regionalgruppensprecher Robert 

Wagner rund 40 Teilnehmer 

begrüßen. Auf den aktuellen 

Stand der Technik und der Vorstellung von 

Lösungskonzepten zur Einhaltung der neuen 

Emissionsgrenzwerte ging Dr. Stefan 

Binder, Leiter des Referates Firmen und 

Technik im Fachverband Biogas, ein. In seinem 

Vortrag wurden auch spontan gestellte 

Fragen über den Zeitpunkt der Emissionsmessung 

diskutiert und der Frage nachgegangen, 

ob eine rückwirkende Anerkennung 

durch die Netzbetreiber möglich ist. 

Schließlich gab es noch eine an alle Betreiber 

adressierte Empfehlung, nach der sie 

ihre Emissionsmessung so bald wie möglich 

durchführen sollten, um noch einen 

Zeitpuffer für Nachbesserungen zu haben. 

Aufhorchen ließ so manchen Teilnehmer 

der Hinweis, dass in der Genehmigung oftmals 

ganz lapidar der Verweis stehe, dass 

die geltenden Vorschriften der landesspezifischen 

Bauordnung einzuhalten seien, die 

wiederum ihrerseits ein Brandschutzkonzept 

für das gesamte Objekt fordert. Dies 

kann im Schadensfall, wie zum Beispiel 

bei einem Brand, den Versicherungsschutz 

zum Teil oder in Gänze kosten. 

Gerade auf Fallstricke wie diese verwies 

Mathias D’Angelo, Schadensmanager von 

der gvp. In fast allen Versicherungsverträgen 

steht im sogenannten Kleingedruckten, 

dass die geltenden Vorschriften einzuhalten 

sind. Wenn dann bei einer zumeist 

erst beim Schadensfall durchgeführten 

Überprüfung festgestellt werden sollte, 

dass dem nicht so ist, kann die Versiche- 

90


Verband 

rung eine Verletzung einer Obliegenheitspflicht 

feststellen und die Schadenssumme 

entsprechend reduzieren. 

Josef Ziegler, Sprecher des Arbeitskreises 

Sicherheit im Fachverband, gab ein 

Update zu aktuellen Entwicklungen im 

Bereich der Sicherheitsvorschriften und 

einen Rückblick auf das Wesentliche 

zur Gefährdungsbeurteilung und zur Ex- 

Schutzdokumentation. Er ging dabei auf 

die stetig sich verschärfenden Vorschriften 

ein und erläuterte den Anwesenden, dass 

das eigentliche Problem die Auswertung 

der Erfahrungsberichte der §-29-a-Sachverständigen 

sei. Laut diesen Berichten 

fallen dabei Biogasanlagen leider seit Jahren 

durch die große Anzahl an Mängeln auf. 

Dies ist für die Vertreter der Behörden das 

Argument, um weitere Verschärfungen bei 

den Vorschriften zu fordern. 

Der Fachverband Biogas versucht zwar, 

unsinnige Forderungen abzuwehren und 

begründete Überprüfungsmaßnahmen weitestgehend 

praxisgerecht zu gestalten, doch 

Unfälle und Havarien, die medial häufig nur 

regional Beachtung fänden, aber sämtlich 

an die KAS (Kommission für 

Anlagensicherheit) gemeldet 

werden, liefern beständig 

weitere Argumente, zusätzliche 

Verschärfungen zu 

fordern. Leider erschweren 

diese auch die Arbeit des 

Fachverbandes Biogas wesentlich. 

Deshalb gilt nach 

wie vor die Empfehlung, dass 

ein proaktiver, vorsorglicher 

Einsatz für die Sicherheit 

beim Bau und Betrieb der 

Anlagen eine aktive Form der 

Zukunftssicherung ist. 

Am Nachmittag konnten sich die Teilnehmer 

beim Besuch der beeindruckenden 

Biogasanlagen von Gerhard Zöls vom Sachverständigen 

Ziegler noch weitere Tipps 

und Hinweise zur Gefährdungsbeurteilung 

einholen. Parallel dazu wurde von Vertretern 

der SVLFG, Günter Stemplinger und 

Markus Fechter, über Gefahren im Alltag 

einer Biogasanlage sowie über den Einsatz 

von persönlicher Schutzausrüstung (PSA) 

sehr anschaulich aufgeklärt. 

Die Kursteilnehmer besichtigten die 

Biogasanlage von Gerhard Zöls. 

Autor 




Tel. 0 94 71/601 95 50 


91

Verband 


Regionalgruppe Niederbayern 

40. Biogas-Praxistag beschäftigte sich mit 

„Innovationen zur Zukunftssicherung“ 

Am Dienstag, den 8. Mai fand 

in Oberindling bei Pocking der 

mittlerweile 40. Biogas-Praxistag 

der Regionalgruppe Niederbayern 

des Fachverbands 

Biogas e.V. statt. Robert Wagner begrüßte 

als Stellvertreter für den verhinderten 

Regionalgruppensprecher Franz Winkler 

die Teilnehmer. Im Anschluss stellte Gerhard 

Zöls seine Biogasanlage vor, die er an 

zwei verschiedenen Standorten mit einer 

installierten Leistung von 1,7 Megawatt 

betreibt. In Oberindling versorgt er eine 

Getreidetrocknungsanlage und rund 50 

Hausanschlüsse mit Wärme – am Standort 

Pocking hauptsächlich das Schulzentrum 

mit Grund- und Mittelschule, Gymnasium 

und drei Turnhallen, das Hallenbad sowie 

eine Seniorenwohnanlage. 

Neben der betriebseigenen Gülle von 

2.000 Schweinen und zugekauftem Hühnermist 

setzte er bislang überwiegend 

Energiepflanzen (Silomais, Getreide-GPS, 

Sudangras) ein. Anders im vergangenen 

Jahr: Damals baute er auf 170 Hektar Körnermais 

an und erntete als Zweitnutzung 

erstmals das gleichzeitig anfallende Maisstroh, 

um es in der Biogasanlage einzusetzen. 

Hierfür waren umfangreiche technische 

und organisatorische Umstellungen 

notwendig – unter anderem benötigte er 

einen Pflückvorsatz für den Mähdrescher 

und eine mechanische Zerkleinerungs- und 

Aufbereitungstechnik für das Stroh. 

Mit der Technik und der Energiebilanz in 

der Biogasanlage ist Zöls zufrieden – unterschätzt 

hatte er allerdings den hohen Arbeitsaufwand 

für Bergung und Einsilierung 

des Strohs. Als großen Vorteil beim Einsatz 

von Körnermaisstroh sieht er, dass keine 

zusätzliche Anbaufläche erforderlich ist 

und die in der Öffentlichkeit immer noch 

geführte Teller-Tank-Diskussion entschärft 

werden kann. Für Betreiber, die zukünftig 

sich an Ausschreibungen beteiligen müssen, 

betonte er, dass das Maisstroh nicht 

auf den sogenannten Maisdeckel angerechnet 

werde. 

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

Regionalgruppe Schwarzwald 

Großkraftwerksbetreiber investieren 

massiv in Flex-BHKW 

Zum Regionalgruppentreffen im 

März kamen etwa 30 Betreiber 

mit zum Teil detailreichen 

Fragen rund ums Blockheizkraftwerk 

(BHKW). Denn der 

Fachvortrag des Abends war bezeichnend 

überschrieben mit „Sauberer und dauerhafter 

BHKW–Betrieb sowie Chancen und 

Michel Wentzke rät zur gelebten Flexibilisierung. 


Stolpersteine in der Flexibilisierung“. Der 

Referent Michael Wentzke aus Hamburg arbeitet 

als Maschinenbau-Ingenieur und Geschäftsführer 

der Interessensgemeinschaft 

(IG) Biogasmotoren als „Anwalt der BHKW- 

Betreiber von Biogasanlagen (BGA)“. 

Ursächlich für seine Initiative zur Gründung 

des Vereins war die nicht selten anzutreffende 

Unmöglichkeit, Ansprüche der 

BGA-Betreiber aus BHKW-Fehlern der Lieferanten 

diesen gegenüber durchzusetzen. 

Weiterer Schwerpunkt der IG ist die Beratung 

und Information der BHKW-Betreiber 

zu einem sachgerechten und dauerhaften 

BHKW-Betrieb, der auch ökonomisch 

Freude bereitet. Dazu gab es, wenn auch 

in Kurzfassung, zahlreiche praktische Hinweise 

und Tipps. Er plädierte außerdem 

sehr intensiv dafür, in die Flexibilisierung 

einzusteigen. Und diese solle mit Gasspeicher 

und Fahrplan-Fahren ökonomisch optimiert 

werden. 

Von den Teilnehmern aus seinen Technik- 

Seminaren (BGA-Betreibern) erhält er zur 

Höhe der Überbauung häufig das Feedback, 

dass sie im Nachhinein, größer hätte 

gewählt werden sollen. Eine politisch 

hochinteressante Botschaft brachte der 

Referent mit: Er war Anfang 2018 zu einer 

Tagung von Großkraftwerksbetreibern eingeladen, 

die massiv in dezentrale BHKW- 

Kapazitäten investieren. Auf seine Frage 

nach dem „Warum“ erhielt er die Antwort: 

„Unsere GUD sind zu groß und nicht flexibel 

genug.“ Ist das nicht deutlich genug, 

die Bedeutung unserer verlässlich-flexiblen 

„kleinen“ Biogas-BHKW auszudrücken? 

Autor 

Dipl.-Ing. RU Otto Körner 

Regionalreferent Süd 


Gumppstr. 15 · 78199 Bräunlingen 

Tel. 07 71/18 59 98 44 

E-Mail: otto.koerner@biogas.org 

92


Verband 

Regionalgruppe Südwürttemberg 

Schenk und Schmid in die VV 

der IHK Ulm gewählt 

Im Januar in Bad Waldsee berieten 

sich die Vertreter der Regionalgruppe 

Südwürttemberg, ob und mit 

wem eine Beteiligung an der im Mai 

2018 anstehenden Wahl zur Vollversammlung 

(VV) der IHK Ulm angegangen 

werden sollte. Bislang ist die Politik der 

IHK, auch bundesweit, weitestgehend auf 

Atom- (Gundremmingen C bis 31.12.21) 

und Kohlekraft ausgerichtet. 

Erneuerbare Energien (EE) werden „ohne 

Relevanz als nette Garnierung“ betrachtet. 

Als Personen stellten sich Franz-Josef 

Schenk und Reinhold Schmid zur Verfügung. 

Beide Biogasanlagenbetreiber 

nutzen auch die Fotovoltaik. Franz-Josef 

Schenk besitzt darüber hinaus auf seinem 

Betrieb noch eine Wasserkraftanlage. Das 

Regionalbüro Süd fungiert als Back-office, 

zum Beispiel bei der Erstellung der Bewerbungen 

und bei der Motivation der Fachverbandsmitglieder 

zur Wahl. Siggi Wucher 

als Ideengeber wirkt im Hintergrund 

(erfolgreich) mit. Das Ergebnis kann sich 

Fotos: Fachverband Biogas e.V. 

Franz-Josef Schenk (links) und Reinhold Schmid sind die ersten Fachverbandsmitglieder 

in einer IHK-Vollversammlung. 

Dies sollte sich ändern. In Vorgesprächen 

mit der Geschäftsführung der IHK im Dezember 

2017 wurden die teilnehmenden 

Vertreter des Fachverbandes Biogas e.V. 

unter Führung von Regionalgruppensprecher 

Franz-Josef Schenk geradezu ermuntert, 

sich an der Wahl zu beteiligen. Als 

Ziele waren rasch klar: 

1. Die Vertretung aller Erneuerbarer 

Energien übergreifend mit besonderer 

Berücksichtigung der energiewirtschaftlichen 

Qualitäten von Biogas. 

2. Die Nutzung der IHK-Möglichkeiten 

zur Information über Erneuerbare 

Energien und deren Weiterentwicklung 

in der Region. 

3. Einfluss nehmen auf die IHK-Position 

auf Bundesebene. 

4. Mehrheiten für die regionale Energiewende 

im Bereich der IHK Ulm finden. 

sehen lassen: Im Unterschied zum Beispiel 

zur Wahlgruppe Finanzdienstleister oder 

zur Wahlgruppe Industrie und Gewerbe 

oder zur Wahlgruppe Logistik und Handel 

kandidierten beide in der Wahlgruppe VI 

Energie und wurden auf Anhieb Stimmenkönige. 

Hauptgeschäftsführer Dr. Claudius 

da Costa Gomez gratulierte zum erstmaligen 

Einzug zweier Fachverbandsmitglieder 

in eine IHK-Vollversammlung und sicherte 

den beiden sehr engagierten Erneuerbare- 

Energie-Unternehmern seine Unterstützung 

zu für dieses bundesweite Modellprojekt 

„Fachverband Biogas in der IHK“. 

Autor 





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Regionalgruppe Südwürttemberg 

Güterkraftverkehrsgesetz – 

Kompromiss liegt auf Eis! 

Freuten sich über den sehr guten Besuch des 

Regionalgruppentreffens, das das Güterkraftverkehrs-Gesetz 

thematisierte (von links): 

Daniel Jerg, Reinhold Schmid, Berthold Mack, 

Franz-Josef Schenk, Roland Locher, Martin Birling 

(IHK Ulm und Schwaben) und Siggi Wucher. 

bewährte 

Produkte ! 

Zum Regionalgruppentreffen 

Ende Februar konnte Sprecher 

Franz-Josef Schenk gut 60 Interessierte 

begrüßen. Die große 

Resonanz ergab sich aus dem 

Thema Güterkraftverkehrsgesetz (GüKG), 

zu dem Martin Birling referierte, der Branchenkoordinator 

Verkehr bei der IHK ULM/ 

Schwaben ist. In seinen Bereich fällt der 

Güterkraftverkehr, der auch Biogasanlagenbetreiber, 

Landwirte und Lohnunternehmer 

direkt betrifft. Es war der Auftakt 

mit dem Ziel verstärkter gemeinsamer Aktivitäten 

von Fachverband Biogas und IHK 

Ulm. Der sehr gute Vortrag und die intensive 

Diskussion zeigten, dass Franz-Josef 

Schenk eine brennende Fragestellung 

aufgegriffen hatte. Inhaltlich stand die bis 

31. Mai 2018 befristete Ausnahmeregelung 

im Mittelpunkt des Abends, die der 

Bundesverband der Maschinenringe, der 

Bundesverband der Lohnunternehmen und 

der Deutsche Bauernverband mit dem Bundesverkehrsministerium 

(BMVI) führten 

und die Mitte März als Ergebnis Folgendes 

bekanntgaben: Danach sei es Absicht des 

BMVI, Fahrzeuge mit einer bauartbedingten 

Höchstgeschwindigkeit von 40 km/h, 

die land- oder forstwirschaftliche (lof) Bedarfsgüter 

transportieren, von den Erfordernissen 

des GüKG dauerhaft auszunehmen. 

Diese Regelung wurde unter Minister Alexander 

Dobrindt (CSU) ausgehandelt, aber 

noch nicht rechtlich vollzogen. Mittlerweile 

ist aus dem BMVI zu hören, dass unter dem 

neuen Minister Andreas Scheuer (CSU) die 

fertige Gesetzesänderung nicht mehr verfolgt 

wird – eine Begründung fehlt. Diese 

vollständige Kehrtwende um 180 Grad ist 

völlig unverständlich Dies umso mehr, als 

bislang die weit überwiegend betroffenen 

landwirtschaftlichen Familienbetriebe in 

der Vergangenheit in der CSU einen verlässlichen 

Partner für ihre Anliegen fanden. 

Dazu sollte schleunigst zurückgekehrt 

werden mit einer vertrauensbildenden 

Maßnahme, indem die geltende Frist 31. 

Mai 2018 um ein Jahr verlängert wird und 

in diesem Zeitraum die neue Ministeriumsspitze 

des BMVI die von den Verbänden vorgetragenen 

Argumente nochmals sachlich 

und ernsthaft prüft. 

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Verband 

Regionalgruppe Oberbayern 

Kurze EEG-Laufzeit, was dann? 

Zum Thema „Biogasanlagen mit kurzer EEG- 

Restlaufzeit„ luden neulich die Ämter für 

Ernährung, Landwirtschaft und Forsten 

Ingolstadt, Regen und Rosenheim in Kooperation 

mit dem Fachverband Biogas e.V. 

Biogasanlagenbetreiber ein. Das Thema traf scheinbar 

genau den Nerv der bayerischen Betreiber, was an dem 

mit etwa 80 Personen nahezu vollständig gefüllten Saal 

erkennbar war. 

Georg Friedl, Leiter des Referats Mitgliederservice im 

Fachverband Biogas e.V., moderierte die Veranstaltung, 

die mit Grußworten von Georg Baumgartner, Leiter des 

Fachzentrums Strukturentwicklung und Diversifizierung 

am AELF Rosenheim, und Stefan Haberstetter 

(Landtechnikberater am ALEF Rosenheim) eingeleitet 

wurde. 

Viele Biogasanlagen in der Region wurden um das Jahr 

2000 in Betrieb genommen, die ersten fallen somit 

2021 aus der gesicherten EEG-Vergütung, und dies 

sorgt für Unsicherheit in der Branche. Soll noch einmal 

in die Anlage investiert und diese für die Ausschreibung 

gerüstet werden oder gibt es noch andere Möglichkeiten 

zu reagieren? Die Veranstalter hatten mit Dr. 

Markus Helm und Dr. Helmut Loibl zwei kompetente 

Referenten gewinnen können. Dr. Helm erläuterte die 

Voraussetzungen, um einer Biogasanlage im Rahmen 

des sogenannten „Neuanlagenstatus“ und Verschiebung 

des Erstinbetriebnahmejahres eine Laufzeitverlängerung 

nach EEG zu ermöglichen. 

Dr. Loibl befasste sich mit der Thematik, eine bestehende 

Anlage in eine neue „Güllekleinanlage“ umzuwandeln. 

Bei der ersten Variante sind Investitionen im 

Zeitraum 2000 bis 2008 relevant, während die zweite 

Variante auf Investitionen in naher Zukunft abzielt. In 

beiden Fällen zeigte sich, dass es einer konkreten einzelbetrieblichen 

Betrachtung bedarf und zum Teil noch 

rechtliche Unsicherheiten bestehen. 

Am Nachmittag berichteten Josef Schmidt vom AELF 

Ingolstadt und Christian Kern vom AELF Rosenheim 

über ihre Erfahrungen aus der Beratungspraxis. Tenor 

war, dass jede Anlage einen eigenen Hintergrund hat 

und die Beratung dadurch auch sehr individuell sein 

muss und viele Faktoren einbezogen werden sollten. 

Die Mitarbeiter der AELFs wiesen mehrmals ausdrücklich 

auf das Beratungsangebot hin und baten die Anwesenden, 

dieses auch zu nutzen. 

Den Abschluss der Veranstaltung bildete der Vortrag von 

Dr. Stefan Rauh, Geschäftsführer im Fachverband Biogas 

e.V. Er referierte über die Grundlagen im EEG 2017 

und stellte den konkreten Ablauf einer Ausschreibung 

vor. Auch die Resultate der ersten Ausschreibungsrunde 

waren Teil seines Vortrages. Dr. Rauh wies darauf 

hin, dass der Fachverband über die neue Service GmbH 

auch weiterhin Schulungen zu den Ausschreibungen 

anbieten wird. Den Abschluss bildete ein Ausblick auf 

die derzeitige politische Entwicklung. 

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95

Verband 


Regionalgruppen Ober- und Unterfranken 

Interesse an Sicherheit ist Voraussetzung 

für Erfolg und Akzeptanz 

Biogas-Sicherheits- 

Praxistag mit Begehung 

der Biogasanlage 

von Michale Glos. 

Andreas Popp, Regionalgruppensprecher, 

freute sich über den großen Zuspruch für 

den Biogas-Sicherheits-Praxistag in Prichsenstadt. 

In seiner Begrüßung erläuterte 

er den rund 40 Teilnehmern die jüngsten 

Aktivitäten des Fachverbandes Biogas und rief die anwesenden 

Betreiber dazu auf, dem Aufruf zur Teilnahme 

an der Blühpflanzenaktion und der Registrierung im 

Blühpflanzenatlas zu folgen. Ziel muss sein, das Image 

zu verbessern, um wieder die Akzeptanz früherer Zeiten 

zu erlangen, um hier 

den notwendigen Rückhalt 

in der Bevölkerung für dringend 

erforderliche politische 

Entscheidungen zu 

bekommen. 

Geschäftsführer Manuel 

Maciejczyk vom Fachverband 

Biogas gab in seinem 

Vortrag einen Überblick 

über die derzeit laufenden 

Diskussionen zu potenziellen 

Änderungen gesetzlicher 

Vorgaben. Dabei gab 

er den Teilnehmern ein Update 

zum Thema Sicherheit 

und erläuterte die Pflicht 

und Notwendigkeit für eine Betreiberschulung. Der 

Fachverband Biogas konnte hierzu erfreulicherweise 

mit zwei Partnerverbänden den Schulungsverbund Biogas 

gründen und hierfür ein einheitliches Schulungskonzept 

anbieten, das Standards setzt. 

Mit einem Einblick in die Kalkulationsgrundlage von 

Versicherungsgesellschaften und der allgemeinen 

Schadensentwicklung erläuterte Mathias D’Angelo 

von der Gesellschaft zur Versicherungsprüfung die 

Vorgaben von Schadensregulierern der Versicherungswirtschaft, 

die im Ernstfall auf die Betriebe kommen. 

Anhand des „A-Teams“ bzw. der Arbeitsweise der Schadensregulierer 

erklärte er sehr anschaulich die Abläufe 

und potenziellen Fallstricke bei der Regulierung eines 

Schadens zum Beispiel nach einem Brand. Um darauf 

vorbereitet zu sein oder im Bedarfsfall richtig reagieren 

zu können, gab er den Teilnehmern hilfreiche Tipps. 

Zum Schluss zeichnete er noch die Gefahren auf, die 

von der heranrückenden Afrikanischen Schweinepest 

(ASP) für Biogasanlagen ausgehen, und wie Betreiber 

ihre Anlagen davor schützen können. 

Mit der Vorstellung der technischen Produktpalette 

und ihrer Leistungen gab Hermann Rothenaicher von 


Emission Partner einen Überblick zu technischen Lösungsstrategien 

zur Einhaltung der neuen Emissionsgrenzwerte 

für BHKW. Dabei diskutierte er mit den Teilnehmern 

Fragen für die weitere Entwicklung und wie 

sich Betreiber durch technische Maßnahmen darauf 

einstellen können. Hierbei scheint nach Einschätzungen 

Rothenaichers die SCR-Katalysatortechnik eine 

wichtige Rolle einzunehmen. 

Der Sachverständige Roland Abel, auch als sogenannte 

befähigte Person tätig, brachte die Thematik Gefährdungsbeurteilung 

und Ex-Schutzdokumentation den 

Teilnehmern anhand konkreter Beispiele aus der Praxis 

näher. So berichtete er von einer Fachfirma, die zunächst 

ohne Schutzmaßnahmen auf dem Fermenter 

am Folienspeicher arbeitete und erst aufgrund einer 

nachträglichen Unterweisung durch den Betreiber und 

seinen Sachverständigen die Arbeiten wegen der fehlenden 

Sicherheitsvorkehrungen einstellte. Dabei, so 

könnte man meinen, hätte die Fachfirma die Gefahren 

doch genau kennen müssen. 

Er schärfte den anwesenden Betreibern ganz eindringlich 

ein, immer und in jedem Fall Fremdfirmen und 

Besuchern stets eine Unterweisung zu erteilen. Auch 

dann, wenn eine Firma wiederholt auf die Anlage 

kommt. Er gab zu, dass diese Übung den meisten Praktikern 

noch schwerfalle, da sie im ersten Moment als 

unsinnig und überflüssig empfunden wird, doch durch 

Schaden wird man klug. Und die bereits begangenen 

Fehler von Betreiberkollegen müssen und sollten nicht 

wiederholt werden. 

Am Nachmittag durften die Teilnehmer die sehr gepflegte 

Biogasanlage von Michale Glos besichtigen. 

In zwei Gruppen aufgeteilt erklärte zum einen Abel 

anhand einer exemplarisch durchgeführten Anlagenbegehung 

die Punkte, auf die er als Sachverständiger 

achtet, und wie die Praktiker Schwachpunkte zufriedenstellend 

beseitigen können. Zum anderen stellte 

Gernot Sühler von der SVLFG die unterschiedlichen 

persönlichen Schutzausrüstungen (PSA) und deren 

Anwendung im täglichen Betrieb sehr umfänglich und 

praxisnah vor. 

Autor 




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Verband 

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Verband 



Frank Doods, Staatssekretär im Umweltministerium, 

besichtigt Biogasanlage in Bierbergen 

Regional 

büro 

NORD 

Um einen Eindruck von den Möglichkeiten 

der Erneuerbaren Energien zu bekommen, 

besuchte Niedersachsens Umwelt-Staatssekretär 

Frank Doods die Firma Energas in Bierbergen. 

Die Anlagenbetretreiber Lutz Decker 

und Jan van Leeuwen begrüßten den Staatssekretär. 

Mit dabei waren auch der Landtagsabgeordnete 

Christoph Plett sowie Horst Seide, Präsident 

des Fachverbandes Biogas e.V. 

Auf der Hofstelle in Bierbergen zeigte sich eindrucksvoll, 

wie alte Bausubstanz zukunftsfähig genutzt werden 

kann, um ein Wärmenetz für den Ort aufzubauen. 

Die Betriebsleiter erläuterten, dass die Biogasanlage 

über eine Leistung von 3,06 Megawatt (MW) verfügt, 

die zusätzlich über ein 800-Kilowatt- (kW) sowie ein 

weiteres 716-kW-Blockheizkraftwerk an das örtliche 

Nahwärmenetz angeschlossen ist und somit insgesamt 

105 Haushalte in Bierbergen preisgünstig mit sauberer 

regionaler Wärme versorgt. 

2014 wurde die Anlage auf die bedarfsgerechte Stromerzeugung 

optimiert, so dass sie Strom bereitstellen 

kann, wenn wenig Sonne und Wind vorhanden sind oder 

wenn Spitzenleistungen gefragt sind. Gern würden sie 

die Region auch mit Strom versorgen, aber die gesetzlichen 

Rahmenbedingungen lassen das nicht zu. Hier 

gab es einen klaren Arbeitsauftrag an Staatssekretär 

Doods und den Landtagsabgeordneten Plett, Erneuerbare 

Energieregionen zu entwickeln, die die Strom- und 

Wärmeversorgung übernehmen. So ließen sich unterschiedliche 

Erneuerbare-Energie-Produzenten in ein 

lokales Verteilstromnetz integrieren. Um Verlässlichkeit 

zu gewährleisten und die Stromproduktion optimal 

zu nutzen, können im Rahmen der Sektorenkopplung 

mit Strom Elektrolyseure betrieben werden, die Wasser 

spalten zu Wasserstoff und Sauerstoff, so dass der 

Wasserstoff gespeichert werden kann. Werden Elektrolyseure 

an Biogasanlagen errichtet, dann kann das 

im Biogas enthaltene CO mittels Sabbatierprozess mit 

dem produzierten Wasserstoff zu synthetischem Methan 

reagieren. Dies erhöht beispielsweise die Effizienz 

der Biogasanlagen. 

Mit Wind- und Solarstrom lässt sich auch Wasserstoff 

produzieren, der im Mobilitätsbereich zum Einsatz 

kommt. Hier sieht auch Horst Seide die Chancen: „Wir 

sehen durch die Wasserstofftechnologie großes Potenzial 

für den ländlichen Raum. Jedoch muss die Bundesregierung 

schnell agieren und die entsprechenden 

regulatorischen Rahmenbedingungen setzen. Ansonsten 

droht Deutschland international in einem wichtigen 

Technologiebereich ins Hintertreffen zu geraten.“ 

Doods zeigte sich beeindruckt von der Kompetenz und 

Ideenvielfalt der Betriebsleiter. 

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 

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Verband 

2. Norddeutscher Biogasbranchentreff 

Schleswig-Holstein – In der Maschinenhalle der DEULA traf 

sich die Biogasbranche nach dem erfolgreichen Auftakt im 

letzten Jahr zum zweiten Mal zum Branchentreff. 70 Aussteller, 

ein interessantes inhaltliches Programm und viel Zeit zum 

Schnacken bei Gegrilltem und kühlen Getränken ist ein Konzept, 

das die Branche anspricht. Das erkennt auch das zuständige 

Ministerium in Schleswig-Holstein. Bernd Maier-Staud, Leiter 

des Referats „Klimaschutz, Energiewende, Innovationsförderung, 

Nachwachsende Rohstoffe“, betonte, wie wichtig es 

sei, Innovationen im Biogasbereich zu implementieren. Er gab 

seiner Überzeugung Ausdruck, dass eine innovative Biogasbranche 

ihren Platz im Energiemix haben wird. So sagte er zu, 

dass sich das Land Schleswig-Holstein für die Ausweitung des 

Flexdeckels einsetzen würde. Auch sieht er Potenziale für die 

Branche als Systemdienstleister im Bereich des Nährstoffmanagements. 

Darüber hinaus ging es um viele konkrete fachliche Fragestellungen 

wie rechtliche und technische Herausforderungen bei der 

Umsetzung von BHKW, konkrete Aufbereitungsmöglichkeiten 

für Gärdünger, Umgang mit Oberflächenwasser, Wärmenetze, 

Sektorenkopplung oder auch das Thema Bezugsstromkosten. 

Die Initiatoren, die Biogasoptimierer und Gebrüder Honnens 

hatten gemeinsam mit dem Fachverband ein umfangreiches 

Programm zusammengestellt. 

So wichtig ein Treffpunkt der Biogasbranche und der fachliche 

Austausch sind, so klar ist aber auch, dass die Erneuerbare 

Branche gemeinsam gegenüber der Politik sprechen muss. 

Daher war auch der neu gegründete LEE auf dem Stand des 

Fachverbandes vertreten, der als Plattform die politische Lobbyarbeit 

und Öffentlichkeitsarbeit bündelt. 

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 

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Verband 


Mecklenburg-Vorpommern 

Erneuerbare decken Strombedarf zu 150 Prozent – 

künftig sogar zu 700? 

Die aktuellen Zahlen spiegeln den bundesweiten Trend wider. Nachdem im Jahr 2012 in Mecklenburg- 

Vorpommern 45 Biogasanlagen in Betrieb gingen, waren es 2016 nur noch zwei, 2017 dann immerhin drei. 

Aktuell, so die Landesregierung, befinden sich vier Anlagen in einem Genehmigungsverfahren nach dem 

Bundes-Immissionsschutzgesetz. Auch nicht gerade viel. 

Von Bernward Janzing 

Dank des Biogas-Booms der 

Vergangenheit und der Windenergie 

steht Mecklenburg- 

Vorpommern bei den Erneuerbaren 

dennoch gut da. Das 

Land deckt seinen Strombedarf inzwischen 

im Jahresmittel anderthalbfach aus 

Erneuerbaren Energien: Einem Verbrauch 

von 6,6 Milliarden Kilowattstunden steht 

eine regenerative Erzeugung von 9,8 Milliarden 

(2016) gegenüber – an der Spitze 

die Windenergie mit 6 Milliarden Kilowattstunden 

im Jahr, gefolgt von der Biomasse 

(2,5 Milliarden, darunter das Biogas mit 

2,1 Milliarden) und der Fotovoltaik (1,3 

Milliarden). 

Horst Ludley, Biogaspionier und heute als 

Berater für Bioenergieanlagentechnik tätig, 

erinnert sich an die Anfänge der Branche 

im Land. Die Biogasgeschichte der 

„Neuzeit“ habe 1996 mit einer Abfallanlage 

in Pastitz bei Putbus auf der Insel Rügen 

begonnen, sagt er. Deren Ziel war – wie es 

schon im Namen der Betreiberfirma hieß 

– die „Alternative Dünger- und Energieproduktion“. 

Die Anlage wurde für vielfältige 

Einsatzstoffe konzipiert, für biogene Roh-, 

Rest- und Abfallstoffe aus der Land- und 

Forstwirtschaft, aus Industrie und Gewerbe 

sowie aus Haushalten. Mit zwei Blockheizkraftwerken 

je 495 Kilowatt elektrischer 

Leistung gehörte sie bereits zu den größeren 

Anlagen in Deutschland. 

Nicht unkritischer Bau von 

Großanlagen 

Es folgten im Jahresrhythmus vier weitere 

Abfallanlagen im Land mit einer elektrischen 

Leistung zwischen 500 und 2.000 

Kilowatt, etwa jene in Sagard auf Rügen 

und in Barth. Erst anschließend seien auch 

mehrere kleine landwirtschaftliche Anlagen 

der baden-württembergischen Firma Lipp 

mit 50 Kilowatt gebaut worden, erinnert 

sich Ludley. Einige Großanlagen im Nordosten 

wurden bundesweit bekannt. Darunter 

der Bioenergiepark Klarsee in Penkun 

mit einer elektrischen Leistung von 20 Megawatt. 

Er besteht aus einem Verbund von 

40 unabhängigen Biogasanlagen je 500 

Kilowatt und ging im Jahr 2006 in Betrieb. 

Aber es war ein heikles Konstrukt. Während 

die Betreiberfirma Nawaro Bioenergie das 

Kraftwerk als „weltgrößte Biogasanlage“ 

anpries, also als eine Anlage – deklarierte 

sie den Park gegenüber dem Energieversorger 

als 40 Einzelanlagen zu 500 Kilowatt, 

mit entsprechend höherer Einspeisevergütung. 

Mit dem EEG 2009 begann dann die 

Debatte über den Anlagenbegriff, wodurch 

dem Projekt in Vorpommern durch eine 

glatte Halbierung der Vergütung die finanzielle 

Basis wegzubrechen drohte. Doch 

die „Lex Penkun“ wurde am Ende positiv 

beschieden. 

Ein weiteres Projekt der Nawaro Bioenergie – 

der Park Güstrow – wurde deshalb in Zusammenarbeit 

mit dem Gasversorger VNG 

Leipzig von Anfang an als Aufbereitungsanlage 

konzipiert. Bei der Inbetriebnahme 

im Sommer 2009 galt die Anlage mit einer 

Leistung von 50 Megawatt (thermisch) 

als die weltweit größte und modernste der 

Welt. In 20 Fermentern erzeugt sie pro Jahr 

rund 44 Millionen Kubikmeter Biomethan, 

die ins 25-bar-Gasnetz eingespeist werden. 

Unrühmlich endete unterdessen die Biogasanlage 

Neubukow der Firma Farmatic, 

die im Jahr 2000 gebaut wurde. Aufgrund 

ihrer Probleme wurde sie in der Presse auch 

als „Der Growian der Biogas-Branche“ 

bezeichnet – angelehnt an ein für damalige 

Zeiten überdimensioniertes Windrad 

der Achtzigerjahre. 2009 übernahm die 

Energiequelle GmbH aus Teltow die Anlage 

Neubukow, gab das Projekt aber 2013 

dann doch auf. Die beiden Container- 

Blockheizkraftwerke je 469 Kilowatt (elektrisch) 

und mit 78.000 Betriebsstunden 

auf dem Buckel standen in diesem Frühjahr 

zum Verkauf. 

Gute Beispiele für 

standortangepasste Anlagen 

Aber es geht auch anders. Neben den Großanlagen 

gebe es auch Beispiele für eine 

gelungene Integration der Biogastechnik in 

landwirtschaftliche Betriebe, sagt Ludley. 

Das sei in manchen Fällen die Schweinehaltung, 

wie bei Anlagen in Losten, Todendorf, 

in der Feldberger Seenlandschaft 

und Viecheln, oder die Rinderhaltung wie 

in Hohen Luckow und Miekenhagen. Auch 

Beispiele für den Aufbau einer vollumfänglichen 

Wertschöpfungskette gibt es: 

In Altkalen nutzt ein Hof die Abwärme aus 

der Biogasanlage zur Aufzucht des Afrikanischen 

Wels. 

Als ein „Beispiel für eine langjährige Entwicklung 

im ländlichen Raum“ benennt 

Ludley zudem den Ort Bollewick, wo der 

langjährige Bürgermeister Bertold Meyer 

„beharrlich auf eine Entwicklung aus eigenen 

Kräften gesetzt“ habe. Bereits 2008 

hatten die Gemeindevertreter und Bürger 

den Entschluss gefasst, die dörfliche Wärmeversorgung 

auf Erneuerbare Energien 

umzustellen. Seit 2012 beliefern nun zwei 

Biogasanlagen über ein 3.500 Meter langes 

Nahwärmenetz 75 Prozent der Häuser 

mit Wärme. 

Auf Rügen unterdessen versorgt eine Biogasanlage 

seit 2011 über eine fast 20 Kilometer 

lange Mikrogasleitung die Kreisstadt Bergen 

sowie die Gemeinde Samtens mit Biogas. 

Aber solche Projekte sind aufgrund der geringen 

Bevölkerungsdichte in Mecklenburg- 

Vorpommern mitunter schwerer zu realisieren 

als in anderen Teilen der Republik. 

100


Verband 

DBFZ prognostiziert Halbierung 

der Anlagenzahl 

Aktuell gibt es im nordöstlichen Bundesland 

542 Biogasanlagen mit einer Gesamtleistung 

von 300 Megawatt (elektrisch) – 

doch es könnten im kommenden Jahrzehnt 

deutlich weniger werden. Das Deutsche Biomasseforschungszentrum 

in Leipzig geht 

für Mecklenburg-Vorpommern von einer 

Halbierung der Kapazitäten in den nächsten 

zehn Jahren aus, wenn nach dem Auslaufen 

der EEG-Vergütung keine Anschlussförderung 

erfolgt. Besonders folgenschwer 

könnte das für Biogasanlagen werden, die 

an Nahwärmenetze angeschlossen sind. 

Und so mahnt der im Januar 2017 als Dachverband 

gegründete Landesverband Erneuerbare 

Energien Mecklenburg-Vorpommern 

(LEE MV) eine Bioenergiestrategie für das 

Land an, um den Bestand der Anlagekapazitäten 

als „unverzichtbaren Bestandteil der 

Energiewende“ zu erhalten. Nicht nur als 

regionale Wärmequelle würden die Anlagen 

benötigt, auch zur Bereitstellung von Regelenergie 

für den Strommarkt und für die 

Sektorenkopplung. 

Da in Mecklenburg-Vorpommern aber der 

Biogasboom etwas später losgegangen sei 

als zum Beispiel in Bayern, könne der Nordosten 

das Ende der EEG-Vergütungen noch 

etwas entspannter angehen als andere, sagt 

Maik Orth, Regionalgruppensprecher Mecklenburg-Vorpommern 

beim Fachverband 

Biogas: „Viele Betreiber können sich erst 

einmal anschauen, was in anderen Bundesländern 

geschieht.“ 

Verunsicherung spüre man aber auch im 

deutschen Nordosten. „Es kommt hinzu, 

dass hier in vielen Betrieben ein Generationswechsel 

ansteht“, sagt Orth, „und da 

tun sich viele schwer zu investieren.“ Dort, 

wo bislang keine Wärme genutzt wird – bei 

den frühen Anlagen war das betriebswirtschaftlich 

nicht nötig, – suche man unterdessen 

auch nach Wärmekonzepten. Damit 

sei im Nordosten die Situation die gleiche 

wie bundesweit: Das EEG mache die Zukunftsplanung 

schwer und das Vertrauen 

in die Beständigkeit politischer Beschlüsse 

habe gelitten. Zu den wenigen neuen Projekten 

derzeit gehört eine Einspeiseanlage 

in Torgelow. 

Berliner Energiepolitik stärker 

als in Schwerin 

Politisch hat das Land auf die Biogas-Politik 

auf Bundesebene nur wenig Einfluss. In der 

Hoffnung, dass politischer Druck gleichwohl 

hilft, heißt es im Koalitionsvertrag der 

Landesregierung vom Oktober 2016, man 

werde sich gegenüber dem Bund dafür einsetzen, 

„ein Konzept der Nachhaltigkeit für 

Bioenergieanlagen zu entwickeln und Forschung 

und Entwicklung im Bereich nachhaltige 

Biomasseerzeugung und -nutzung 

gezielt fortzuführen“. 

Weiter heißt es: „Die Koalition wird den bewährten 

Weg des Ausbaus der Erneuerbaren 

Energien in Mecklenburg-Vorpommern 

fortsetzen und hält an den Zielen der energiepolitischen 

Konzeption der Landesregierung 

aus dem Jahr 2015 fest.“ Diese 

Erklärung kam auch in der Branche gut an. 

Vorgänger-Energieminister Volker Schlotmann 

hatte im Rahmen des Landesenergierates 

zusammen mit Dienstleistern sowie 

Vertretern aus Bildung, Wissenschaft und 

Vereinen ein Papier erstellt, das „das Beste 

für die Meinungsbildung zu Erneuerbaren 

Energien war, was ich bisher erlebt habe“, 

sagt Ludley. Auch nach dem Ausscheiden 

des Ministers aus dem Kabinett seien die 

Grundsätze immer noch erkennbar – „gewissermaßen 

als ungeschriebene Normen“. 

Erneuerbare sind starker 

Arbeitgeber 

Schließlich sind in Mecklenburg-Vorpommern 

die Erneuerbaren sehr präsent. Nach 

den jüngsten Zahlen beschäftigt die Branche 

im Land 14.050 Menschen in mehr als 

1.100 Unternehmen. Damit arbeiten 21 

von 1.000 Beschäftigten in diesem Sektor – 

was immerhin Platz zwei unter allen Bundesländern 

bedeutet. 

Auch die Fachkompetenz wurde im Land 

gebündelt. Das im Jahr 1992 gegründete 

Innovations- und Bildungszentrum Hohen 

Luckow e.V. (IBZ) hat die Förderung von Wissenschaft, 

Innovation und Information auf 

dem Gebiet Energie und Umwelt zum Ziel. 

Im Biogassektor ist das IBZ seit 2010 aktiv 

und arbeitet eng mit der Universität Rostock 

zusammen. Seit 2012 werden auch Biogasanlagen 

wissenschaftlich betreut. 

Für die gesamten Erneuerbaren sind die 

Potenziale im Lande hoch. Daher dürfte der 

Anteil der Deckung des Strombedarfs von 

aktuell 150 Prozent in den kommenden 

Jahren noch erheblich zunehmen. Der LEE 

MV rechnet bereits vor, dass im Jahr 2040 

die Stromerzeugung aus Erneuerbaren siebenmal 

so hoch sein könnte wie der heutige 

Verbrauch. 

Um diese Mengen zu nutzen, kann man einerseits 

starke Leitungen bauen. Biogaspionier 

Horst Ludley fragt sich aber manchmal 

auch: „Warum wird nicht dort investiert, wo 

die Energie vorhanden ist?“ In der deutschen 

Stromgeschichte war das schließlich 

immer wieder der Fall: Firmen siedelten 

sich dort an, wo es Wasserkraft gab, sie gingen 

auch dorthin, wo die Kohle verfügbar 

oder leicht anzuliefern war. Nun könnten sie 

doch auch dort hingehen, wo die modernen 

Erneuerbaren so viel Energie liefern. 

Autor 

Bernward Janzing 


Wilhelmstr. 24a 

79098 Freiburg 

Tel. 07 61/202 23 53 

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

Foto: Verseidag_Indutex_GmbH 

101

Verband 


Klimaziel 2020 nur mit Kohleausstieg erreichbar 

Gastkommentar von Dr. Simone Peter, Präsidentin des Bundesverbandes Erneuerbare Energie e.V. (BEE) 

Der Kohleausstieg in Deutschland 

ist längst überfällig. Die 

vom Bundeskabinett eingesetzte 

Kommission für Wachstum, 

Strukturwandel und Regionalentwicklung 

muss jetzt zügig die richtigen 

Signale setzen, um die Klimaziele 2020 zu 

erreichen und damit auch die Weichen für 

die Einhaltung der Ziele für 2030 und für 

das Pariser Klimaschutzabkommen 2050 

zu stellen. In diesem Kontext sind die 

Rahmenbedingungen für die anvisierten 

65 Prozent Ökostrom bis 2030 zu 

schaffen. Dafür braucht es außer einem 

ambitionierten Kohleausstieg auch einen 

beschleunigten Ausbau Erneuerbarer 

Energien. 

Der mit dem Kohleausstieg verbundene 

Strukturwandel sollte eine breite gesellschaftliche 

Akzeptanz finden, was nur 

mit einem geordneten und umwelt- als 

auch sozialverträglichen Ausstieg gelingen 

kann, der Perspektiven für die 

Zukunft schafft. Das bedeutet, den 

Prozess gemeinsam mit den Menschen 

in der Region zu organisieren und den 

Weg von den fossilen zu den Erneuerbaren 

Energien mit konkreten Konzepten 

zu beschreiten. Ein modernes Energieversorgungssystem 

verbindet Klimaschutz mit 

Systemdienstleistung und die Erneuerbaren 

sind im Stromsektor mit einem Ökostromanteil 

von gut 36 Prozent mittlerweile 

systemrelevant. 

Für den Kohleausstieg schlägt der BEE 

einen Kraftwerksabschaltplan gemäß den 

Klimazielen vor, nach dem die Betreiber 

noch am Netz verbleibender Kraftwerke 

Reststrommengen flexibel über ein Volllaststunden-Modell 

bewirtschaften können. 

Dabei wird die jährliche Stromerzeugung 

der Kohlekraftwerke auf ein Budget 

begrenzt. Die Kraftwerke erzeugen Energie 

vor allem dann, wenn die Börsenpreise 

hoch sind. Zu Zeiten niedriger Strompreise, 

wenn die Erneuerbaren Energien besonders 

günstig Strom erzeugen, werden sie weitgehend 

oder ganz herunterfahren. 

Darüber hinaus muss die Debatte über einen 

wirksamen CO 2 

-Preis für fossile Energieträger 

endlich an Fahrt gewinnen und 

von der Großen Koalition aufgenommen 

werden. Über den europäischen Emissionshandel 

wird im Wesentlichen nur die 

Stromerzeugung erfasst, aber die Preise 

für die Emissionsrechte entsprechen noch 

nicht einmal den realen Kosten. Wärme 

und Verkehr sind ohnehin nicht erfasst. Ein 

wirksamer Preis auf Kohlendioxid – gerade 

auch in diesen sogenannten Non-ETS-Sektoren 

– ist deshalb unerlässlich, um CO 2 

- 

Emissionen zu vermeiden. 

Ein regionaler CO 2 

-Mindestpreis oder eine 

nationale CO 2 

-Steuer sind hierfür der richtige 

Weg. Bereits etwa 25 bis 30 Euro pro 

Tonne CO 2 

würde nach Berechnungen des 

BEE im Stromsektor richtige Anreize setzen. 

Für den sozialen Ausgleich könnte 

die Stromsteuer weitgehend abgeschafft 

werden; die EEG-Umlage würde sinken. 

Ebenso benötigt der Wärmebereich einen 

CO 2 

-Preis, denn bislang gibt es hier nicht 

die richtigen Anreize, um moderne Technologien 

und Erneuerbare Energien einzusetzen. 

Der BEE plädiert deshalb für die 

Einführung einer CO 2 

-Bepreisung inklusive 

einer Rückverteilung an Bürger und Unternehmen. 

Dabei ist vor allem mit Blick 

auf einkommensschwächere Haushalte auf 

eine gerechte Rückvergütung zu achten. 

Entscheidend ist, dass die Benachteiligung 

der Erneuerbaren Energien ein Ende hat. 

Eine CO 2 

-Bepreisung würde die Wettbewerbsverzerrung 

bereinigen und damit auf 

Marktseite ökonomische Anreize für eine 

klimafreundliche Energieerzeugung setzen. 

Das ist auch für die angestrebte Kopplung 

der Sektoren Strom, Wärme und Mobilität 

relevant, die im neuen Energiesystem ganz 

neue Möglichkeiten schafft, Energie effizient 

und klimafreundlich zu nutzen. 

Natürlich sind beim Kohleausstieg auch 

soziokulturelle Fragen zu berücksichtigen, 

denn die Regionen sind geprägt von dieser 

Industriestruktur. Ein gut ausgestatteter 

Fonds hilft, den Strukturwandel ökonomisch 

und sozial abzufedern und neue Perspektiven 

zu schaffen. Damit kann die 

Akzeptanz für den Veränderungsprozess 

vor Ort erhöht werden. Auch die Beteiligung 

der Akteure vor Ort als Kenner der 

regionalen Zusammenhänge ist essentiell 

für den Erfolg. 

In diesem Kontext freuen wir uns über 

die Berufung von Reiner Priggen, Vorsitzender 

des Landesverbands Erneuerbare 

Energien (LEE) in Nordrhein-Westfalen, 

in die Kommission für Wachstum, 

Strukturwandel und Beschäftigung. 

Denn der LEE begleitet schon jetzt 

den Umbau ganz konkret – und das in 

Nordrhein-Westfalen als einem der am 

stärksten von Braunkohle geprägten 

Bundesländer. Wir werden mit ihm gemeinsam 

an Lösungsmöglichkeiten für die 

Energiewende in den Kohleregionen arbeiten, 

denn sie haben Auswirkungen auf das 

nationale wie das europäische Energieversorgungssystem 

– von der Energieproduktion 

über die Verteilung bis zu Speicherung 

und Verbrauch. 

Auf dem Weg in die zukunftsfähige Energieversorgung 

haben die Erneuerbaren Energien 

viel zu bieten und es gilt jetzt, ohne Brüche 

und Hängepartien an der steilen Entwicklung 

der vergangenen Jahre im Stromsektor 

anzuknüpfen, sie auf die Sektoren Wärme 

und Mobilität zu übertragen und intelligent 

zu verknüpfen. Oft sind gerade die Industrieregionen 

für die Erneuerbaren zudem 

infrastrukturell prädestiniert, zum Beispiel 

was die Netzdichte oder verfügbare Flächen 

angeht. Es geht schneller, vorhandene Netze 

zu nutzen und zu optimieren, als neue zu 

bauen. Diese Netze können in Kombination 

mit Erneuerbaren-Anlagen und Speichern 

ganz neue Möglichkeiten eröffnen und die 

Sektorenkopplung kann modellhaft erprobt 

und vorangebracht werden. 

Foto: BEE e.V. 

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05.03.2018 

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Umwelt.Dienstleistungen 

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Umwelt.Dienstleistungen

Produktnews 


agriKomp-BHKW BGA136 ab sofort mit zwei Jahren Herstellergarantie 

Ab sofort versieht die agriKomp ihr erfolgreiches 

Blockheizkraftwerk BGA136 mit einer 

Herstellergarantie von zwei Jahren. Sie gilt 

für beide Leistungsklassen, nämlich 150 

bis 195 Kilowatt elektrische Leistung (kWel) 

sowie 200 bis 250 kWel. Mit dieser Maßnahme 

unterstreicht das Unternehmen die 

zuverlässigen Alltagseigenschaften des am 

Markt sehr erfolgreichen Modells, das am 

Firmensitz im mittelfränkischen Merkendorf 

entwickelt wurde und dort auch gebaut wird. 

Die zweijährige Garantie umfasst im Garantiefall 

die Instandsetzung oder den 

Austausch von unter die Garantie fallenden 

Bauteilen, inklusive Fahrt-, Transport- und 

Montagekosten. Zusätzlich ist in der Garantie 

das Material der Regelwartungen enthalten. 

Voraussetzung, um in den 

Genuss der zweijährigen Garantie BGA136 im Betoncontainer. 

zu kommen, ist die Durchführung 

der Regelwartungen durch einen 

von der agriKomp autorisierten 

Servicepartner, wie zum Beispiel 

den Netzwerkpartner „Service- 

Union“. Die Servicegesellschaft 

ist spezialisiert auf Wartungen, 

Reparaturen und Repowering- 

Maßnahmen von Biogasanlagen 

und BHKW. Von bundesweit zehn 

Standorten aus sind Techniker 

sowie etwaige Ersatzteile auf kurzen Wegen Kontakt: agriKomp GmbH 

schnell vor Ort. Das verkürzt die Standzeiten 

und begrenzt die Servicekosten auf ein Tel. 0 98 26/6 59 59-0 

Energiepark 2, 91732 Merkendorf 

Minimum. 

E-Mail: info@agriKomp.de, www.agrikomp.de 

Foto: agriKomp GmbH 

Mehr Gasspeicher auf dem Behälter 

Die Modernisierung einer in die Jahre gekommenen 

Biogasanlage ist mit großem 

organisatorischen Aufwand verbunden und 

bindet zusätzlich die finanziellen Ressourcen 

des Betreibers. Der notwendige Austausch 

der alten Dach-Membrane und damit 

verbunden die Ertüchtigung der vorhandenen 

Biogasanlage sollten gleichzeitig die 

zukünftigen Anforderungen an die Flexibilisierung 

erfüllen. Der signifikante Zuwachs 

des Speichervolumens durch den Wechsel 

von der konventionellen Viertelkugel zur 

Halbkugel wird schnell erkennbar. Bei einem 

Durchmesser von 25 Metern beläuft 

sich das Speichervolumen der Viertelkugel 

auf 1.350 m³, bei gleichem Durchmesser 

und einem Wechsel zur Halbkugel-Dachform 

ist ein variables Speicher-Volumen von 

etwa 3.450 m³ realisierbar. Somit stehen 

zusätzlich 2.100 m³ zur Verfügung. 

Bei voraussichtlichen Investitionskosten 

von etwa 17,50 Euro pro Kubikmeter Gasspeicher 

ist die Altanlage auf die zukünftigen 

Anforderungen optimal ausgerichtet. 

Die Installation der neuen Halbkugel auf 

den Bestandsbehälter ist eine kostengünstige 

Maßnahme zur Anlagenvergrößerung 

bzw. Optimierung der Biogasanlage. 

Kontakt: dbds Deutsche Biogas Dach-Systeme GmbH 

Am Burgholz 15, 52372 Kreuzau 

Tel. 0 24 21/5 91 83-0 

E-Mail: info@dbds-gmbh.de, www.dbds-gmbh.de 

Neu: HZI BioMethan-Leistungs-Check für Membranmodule 

Einen mobilen Prüfstand für Membranmodule 

in Gasaufbereitungsanlagen hat 

die Hitachi Zosen Inova BioMethan GmbH 

(HZI BioMethan), Zeven, entwickelt. Damit 

werden Selektivität und Separationskapazität 

in Betrieb befindlicher Membranen 

verifiziert. Die gemessenen Daten geben 

Aufschluss über eventuelle Einbußen in 

der Biomethanausbeute oder im Gesamtgasdurchsatz 

der Aufbereitung und bieten 

Anlagenbetreibern eine Grundlage für fundierte 

Leistungsbewertungen und Investitionsentscheidungen. 

Mit zunehmender Betriebszeit können die 

Trenneigenschaften der Membranen aus 

Hochleistungspolymeren beeinträchtigt 

werden. Mögliche Gründe hierfür sind eine 

schwankende Rohgaszusammensetzung, 

variierende Prozessbedingungen wie Druck 

und Temperatur oder eine unzureichende 

Vorreinigung des Biogases, die zu Ablagerungen 

in den Membranen führen kann. Das 

mindert sowohl die Selektivität, das Verhältnis 

der Transportgeschwindigkeit von CO 2 

und CH 4 

, als auch die Separationskapazität, 

den möglichen Gasdurchsatz. 

Beides überprüfen die Zevener Spezialisten 

für Gasaufbereitung und CO 2 

-Abscheidung 

nun im Rahmen des Membrane Performance 

Tests (MPT). Am transportablen 

Teststand aus eigener Entwicklung wird 

ein zu prüfendes Modul angeschlossen und 

unter definierten Betriebsbedingungen mit 

trockener Druckluft durchströmt. Anhand 

der Auftrennung der Luft im Membranmodul 

und der auftretenden Massenströme 

lassen sich Aussagen zu Trennleistung und 

aktuell möglichem Gasdurchsatz treffen. 

Kontakt: Hitachi Zosen Inova BioMethan GmbH 

Ludwig-Elsbett-Str. 1, 27404 Zeven 

Tel. 0 42 81/98 76 0 

E-Mail: info@hz-inova.com, www.hz-inova.com 

Mit dem transportablen Prüfstand werden 

Trenngüte und -leistung der Membranmodule 

in der Aufbereitungsanlage getestet. 

Foto: HZI BioMethanw 

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E-Mail: info@bb-rb.de 

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Druck: Druckhaus Fromm, Osnabrück 

Das BIOGAS Journal erscheint sechsmal im Jahr auf Deutsch. 

Zusätzlich erscheinen 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. 

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