1_2018 Leseprobe

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

1_2018 

Bi 

GaS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

Biogas Convention: So war 

es in Nürnberg S. 26 

Silphie: Ergebnisse aus 

Gärversuchen S. 72 

Recht: Wenn der Direktvermarkter 

pleite ist S. 101 

Gasnetz und Biomethanhandel 

Adressfeld

Inhalt 

Biogas Journal | 1_2018 

Alles aus einer Hand - Ihren Anforderungen entsprechend! 

Adsorber 

Produktion 

Flachbett- & 

Schüttbettadsorber 

auf Basis 

nachwachsender 

Rohstoffe 

Kunststoff & 

Edelstahl 

Aktivkohle-Wechsel 

kurze 

Reaktionszeit 

Entsorgung 

inkl. Nachweis 

kurze Lieferzeiten 

flexible 

Liefermengen 

Logistik 

Auslegung inkl. 

Standzeitberechnung 

Optimierungsberatung 

Qualitätskontrolle 

Service 

Beladungsuntersuchung 

Labor 

Natürlich besser! 

• Dotierte Aktivkohle 

zur Entschwefelung & 

Reinigung von technischen 

Gasen 

• entfernt zusätzlich in 

einem Schritt Siloxane, 

VOC´s und Mercaptane 

• hergestellt in Deutschland 

• lange Standzeiten, weniger 

Wechsel 

Sparen Sie Kohle und sichern Sie sich ihr Angebot! 

AdFiS products GmbH 

Am Kellerholz 14 

D-17166 Teterow 

2 

Telefon: +49 (0) 3996 15 97-0 

Fax: +49 (0) 3996 15 97-99 

E-Mail: sales@adfis.de 

web: www.adfis.de


Editorial 

Warum Biogas ein Klimakiller 

oder ein Klimaretter sein kann! 

Liebe Leserinnen und Leser, 

knapp 90 Milliarden Kubikmeter Erdgas 

wird Deutschland in 2017 verbrauchen – 

jede vierte Kilowattstunde (kWh), ob 

Strom, Wärme oder Kraftstoff, kommt aus 

dem Netz der meist gelben Leitungen. Wir 

können unser Biogas zu Biomethan veredeln 

– und es ins Erdgasnetz einspeisen. 

Damit wartet ein riesiger Absatzmarkt mit 

Chancen für Speicher,- Wärme- und Mobilitätsanwendungen 

auf die Branche. 

In diesem Heft beschäftigen wir uns mit 

unserem Tor zur Welt und dem, was heute 

normalerweise darin zu finden ist: Themen 

wie Herkunft, Marktplayer, Preisbildung, 

Speicher werden von unseren Redakteuren 

auf den Seiten 38 bis 53 intensiv beleuchtet. 

Schließlich beschäftigen wir uns mit 

der praktischen Umsetzung, den Handelshindernissen 

und wie wir das Tor zur Welt 

auch nutzen können. 

Motiviert von dem Glauben, dass Erdgas 

gegenüber der Nutzung von Kohle und Erdöl 

heute schon sauberer mit weniger Schadstoffen 

verbrennt und gleichzeitig weniger 

Kohlendioxid emittiert, lautet der neue Slogan 

des DVGW „Gas wird Grün“. Gleichzeitig 

ist Erdgas zwar besser, aber noch lange 

nicht erneuerbar und noch immer fossil. 

Daher sieht die Gaswirtschaft als Zukunftsperspektive 

den stärkeren Einsatz von Biogas 

und anderen erneuerbaren Gasen. Gemeint 

ist meist „Power-to-Gas“ (PtG) oder 

vergleichbare Verfahren. Egal bei welcher 

Konferenz im Klima- oder Energiesektor, 

die Umwandlung von überschüssigem 

Strom aus Wind und Sonne zu Gas soll mittelfristig 

ein fester Bestandteil im Energiesystem 

werden. 

Bundeskanzlerin Angela Merkel hat in der 

Vergangenheit oft das energiepolitische 

Dreieck als Bewertungskriterium zitiert. Die 

Versorgungssicherheit, die Bezahlbarkeit 

und die Umweltverträglichkeit waren dabei 

ihre Eckpunkte dieses Dreiecks. Sofern weiterhin 

auf fossiles Erdgas gesetzt wird, ist 

Deutschland auf den Import angewiesen. 

Nur 8 Prozent ist deutsches Erdgas, 40 Prozent 

stammen aus Russland. Den Rest steuern 

die europäischen Nachbarn wie Niederlande 

und Norwegen bei. Eine Vision mit 

grünem Gas ist hier aufgrund einer zukünftigen 

Vielzahl von inländischen Einspeisern 

sicher ein guter Weg für die Sicherheit der 

Versorgung. Zumindest, sofern die Potenziale 

auch genutzt und genügend erneuerbare 

(Bio-) Gasanlagen zugebaut werden. 

Bei der Bezahlbarkeit stellt sich zunächst 

die Frage, wie sich die Rahmenbedingungen 

und Kosten relativ zum Status quo entwickeln. 

Während die einen Wissenschaftler 

die Fortschritte bei der erneuerbaren 

Energieerzeugung würdigen, sehen andere 

die noch fehlende Effektivität in der Umsetzung 

von Strom ins Gasnetz als Stolperstein. 

Allerdings kann aus meiner Sicht die 

Politik mit den richtigen Rahmenbedingungen 

starken Einfluss ausüben – es ist also 

mehr eine Frage des Willens und weniger 

der Technologie. 

Im Gegensatz zu Europa sehen einige Autoren 

in den USA die Umweltwirkung von 

Erdgas kritisch. Hier werden hohe Verluste 

des maroden Leitungsnetzes, verbunden 

mit der Klimawirkung von Methan, zu einem 

Klimakiller hochgerechnet. Könnte 

Biogas so auch zum Klimakiller werden? 

Die Antwort haben wir selber in der Hand. 

Zum einen wollen wir ja gerade die unselige 

Förderung von Erdgas und die damit 

verbundenen Methanemissionen verdrängen 

und minimieren. Zum zweiten zeigt 

das deutsche Gasnetz mit recht geringen 

Verlustraten und hohen Standards, dass es 

auch deutlich besser geht als in den USA. 

Des Weiteren werden bei der Güllevergärung 

sogar aktiv Methanemissionen aus der 

Landwirtschaft eingefangen. 

Aber es sollte uns motivieren, unseren eigenen 

Umgang mit Methan zu sensibilisieren. 

Wenige Prozentpunkte an Undichtigkeiten 

in unseren Biogasanlagen reichen, die Klimawirkung 

massiv zu schmälern. Wir in der 

Biogasbranche sollten weiterhin alles tun, 

um solche Diskussionen im Keim zu ersticken. 

Das machen wir am besten, indem 

wir unsere Anlagen professionell bauen, betreiben 

und warten. Regelmäßige Kontrolle 

durch Dichtigkeitsproben, Gaskameras 

und Emissionsmessungen sollten nicht als 

Last, sondern als Chance verstanden werden. 

Schließlich ist jedes Methanmolekühl 

umgesetzt in Energie auch ein Gewinn für 

den Betreiber. 

Dann, davon bin ich überzeugt, ist der Klimaretter 

Biogas – auch im Gasnetz – weiterhin 

auf dem richtigen Weg. 

Herzlichst Ihr 

Dipl.-Ing. (FH) Hendrik Becker 

Vizepräsident des Fachverbandes Biogas e.V. 

3

Inhalt 


Biogas Convention 

12.–14. Dezember 2017, Nürnberg 

26 Seide: „Fossile Energieträger 

brauchen ein CO 2 

-Preisschild“ 

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

Editorial 

3 Warum Biogas ein Klimakiller 

oder ein Klimaretter sein kann! 

Dipl.-Ing. (FH) Hendrik Becker, 

Vizepräsident des Fachverbandes Biogas e.V. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Bücher 

10 Termine 

11 Biogas-Kids 

12 Fossiles LNG kann nur eine Brücke sein 


18 Strom plus Wärme plus Bioraffinerie 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

22 Box und Miete bestens kombiniert 


POLITIK 

34 Neuer Schwung im weltweiten 

Klimaschutz 

Von Stefan Küper 

36 Transformationstechnologien 

gewinnen an Bedeutung 

Von Dr. Peter Röttgen 

Titelthema 

38 Gas: Potenzielles Medium 

für die Energiewende 

Von Dierk Jensen 

42 Notwendig, aber derzeit unrentabel: 

Gasspeicher in Deutschland 

Von Bernward Janzing 

46 Europäische Biomethanstrategie 

notwendig 


PRAXIS 

54 Stoffstrombilanzverordnung 

Neue Regelung seit Anfang Januar 

Von M.Sc. Ramona Weiß 

56 Ein zweites Leben für Dosierer 


60 Nahwärme 

Ein Ort setzt auf Holz und Biogas 

Von Dipl.-Geogr. Martin Frey 

4


Inhalt 

titelFoto: iStock_DarioEgidi 

Fotos: Fachverband Biogas e.V., Fotolia_Reinhard Tiburzy, Energiepark Hahnennest, Manuel Maciejczyk 

72 

96 

WISSENSCHAFT 

64 Optimale Nutzungsdauer von Biogasanlagen 

– Reparaturkosten entscheiden 

Von Clemens Fuchs, Jessy Blaschke, 

Joachim Kasten, Katharina Skau und 

Frank Rixen 

68 Was bringt Repowering wirklich? 


72 Donau-Silphie liefert vielversprechende 

Gaserträge 

Von Dr. Angelika Konold-Schürlein 

INTERNATIONAL 

Kenia 

76 Premiere mit Avocados 

Von Oliver Ristau 

Finnland 

82 Klima-Kapriolen, Biogas und 

Kreislaufwirtschaft 


Finnland 

86 Weg von der Pipeline-Wirtschaft, 

hin zur Bioökonomie 

Interviewer: Dierk Jensen 

Indien 

88 Gaushalas mit Biogasanlagen verknüpfen 

Von Abhijeet Mukherjee 

VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

90 Betreiberbeirat wählte und 

diskutierte Änderungen im EEG 

Von Dr. Stefan Rauh und 

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

94 Aus den Regionalgruppen 

96 Aus den Regionalbüros 

96 Sicherheit auf Biogasanlagen in Chile 

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

98 Wohlklingende Passagen im 

Koalitionsvertrag 


RECHT 

100 Clearingstelle EEG 

Von Elena Richter und Dr. Martin Winkler 

101 Wenn der Direktvermarkter pleite ist ... 

Von Dr. Helmut Loibl 

Produktnews 

104 Produktnews 

106 Impressum 

5

Aktuelles 


Energiewende-Bilanz 2017: Rekorde bei 

Erneuerbaren, aber keine Fortschritte beim 

Klimaschutz 

Berlin – Erneuerbare Energien waren im 

Jahr 2017 auf Rekordkurs: 36,1 Prozent 

des Stroms wurden von Windkraft-, Biomasse-, 

Solar- und Wasserkraftanlagen geliefert. 

Das sind 3,8 Prozentpunkte mehr 

als 2016 – einen stärkeren Zuwachs gab es 

noch nie. Dazu hat vor 

allem die Windenergie 

beigetragen: sowohl 

aufgrund des weiteren 

Zubaus als auch infolge 

guter Windbedingungen 

2017. Damit 

wurde erstmals mehr 

Strom aus Wind produziert 

als aus Steinkohle 

und Atomkraft. Diese 

fielen auf das niedrigste 

Niveau seit 1990. 

Das zeigt die Studie 

„Die Energiewende im 

Stromsektor: Stand der 

Dinge 2017“, die Agora 

Energiewende kürzlich vorgelegt hat. 

Die Energiewende kommt damit beim 

Zuwachs der Erneuerbaren Energien und 

beim Ausstieg aus der Atomenergie gut voran. 

Eine schlechte Bilanz war 2017 jedoch 

bei den Treibhausgasemissionen zu verzeichnen: 

Das dritte Jahr in Folge stagnierte 

der Ausstoß des klimaschädlichen CO 2 

, 

statt wie geplant zu sinken. Denn während 

im Stromsektor die Emissionen infolge des 

Rückgangs der Steinkohleverstromung 

2017 leicht zurückgingen, stiegen sie im 

Verkehrs-, Gebäude- und Industriesektor 

aufgrund des höheren Mineralöl- und Erdgasverbrauchs. 

„Der gegenwärtige Trend 

läuft darauf hinaus, dass Deutschland im 

Jahr 2020 seine Emissionen nur um 30 

Prozent statt wie geplant um 40 Prozent 

gegenüber 1990 vermindert“, sagt Dr. Patrick 

Graichen, Direktor von Agora Energiewende. 

Wesentliche Ursache hierfür ist die Entwicklung 

beim Energieverbrauch: Im vergangenen 

Jahr wurden 0,8 Prozent mehr 

Energie verbraucht als 2016 – Strom, 

Diesel und Erdgas legten zu. Es wird damit 

nahezu unmöglich, die von der Bundesregierung 

im Energiekonzept 2010 beschlossenen 

Energieeffizienzziele für 2020 (minus 

20 Prozent Primärenergie- und minus 

10 Prozent Stromverbrauch gegenüber 

Mehr als 60 Terawattstunden Strom wurden im Jahr 2017 per Saldo exportiert, das entspricht rund 

10 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms. 

2008) zu erreichen. „Die Energieeffizienz- 

Fortschritte sind zu gering, um zusätzliche 

Verbräuche aus Wirtschafts- und Bevölkerungswachstum 

auszugleichen oder sogar 

zu überkompensieren“, sagt Graichen. 

Auch die Stromverkäufe ins Ausland sind 

erneut gestiegen: Mehr als 60 Terawattstunden 

Strom wurden im Jahr 2017 per 

Saldo exportiert, das entspricht rund 10 

Prozent des in Deutschland verbrauchten 

Stroms. Der Grund: Da Deutschland die 

zweitniedrigsten Börsenstrompreise Europas 

hat, lohnt es sich für Deutschlands 

Kohle- und Gaskraftwerksbetreiber, ihren 

Strom an unsere Nachbarn zu verkaufen. 

Die Erlöse hierfür beliefen sich unterm 

Strich auf etwa 1,4 Milliarden Euro – die 

oft besondere Aufmerksamkeit bekommenden 

Stunden mit negativen Strompreisen 

fallen in der Gesamtbilanz hingegen kaum 

ins Gewicht. 

Die Börsenstrompreise 2017 stiegen im 

Vergleich zu 2016 aufgrund höherer Importpreise 

für Kohle und Erdgas leicht. 

Haushaltsstrom dürfte 2018 im Schnitt 

daher um 1,4 Prozent mehr kosten und 

erstmals die Marke von 30 Cent pro Kilowattstunde 

überspringen. Im Gegensatz 

dazu haben die Erneuerbare-Energien- 

Auktionen 2017 gezeigt, wie billig Windund 

Solarstrom inzwischen sind: Die garantierten 

Vergütungen 

für die Kilowattstunde 

Solarstrom sanken 

auf unter 5 Cent, für 

Windkraft-Onshore auf 

unter 4 Cent und die 

für Windkraft-Offshore 

auf unter 2 Cent. Damit 

ist Strom aus leistungsstarken 

neuen Erneuerbare-Energien-Anlagen 

nunmehr durchweg 

Foto: fotolia_psdesign1 

günstiger als Strom aus 

neuen konventionellen 

Kraftwerken. 

„Bei den Erneuerbaren 

Energien sind wir 2017 

mit Blick auf Ausbau und Kostensenkung 

gut vorangekommen. Beim Klimaschutz 

steht das Vorreiterland Deutschland jedoch 

kurz vor dem Scheitern. Dies hat drei Ursachen: 

Erstens steigen die Emissionen 

im Verkehr, vor allem im Güterverkehr, seit 

Jahren an; zweitens steigert die Industrie 

ihre Effizienz nicht in dem Maße, wie sie 

ihre Produktion erhöht; und drittens verbleibt 

der CO 2 

-schädlichste Energieträger, 

die Braunkohle, auf konstant hohem Niveau. 

Wenn die neue Regierung hier nicht 

schnell gegensteuert, wird Deutschland 

seine Klimaschutzziele für 2020 und auch 

für 2030 massiv verfehlen“, mahnt Agora- 

Direktor Patrick Graichen. 

Die Studie „Die Energiewende im Stromsektor: 

Stand der Dinge 2017“ steht unter 

www.agora-energiewende.de zum kostenfreien 

Download bereit. Die rund 60-seitige 

Publikation beschreibt in zehn Kapiteln 

mit zahlreichen Abbildungen die wesentlichen 

Trends. Sie basiert auf aktuell verfügbaren 

Daten aus zahlreichen öffentlichen 

Quellen. 

6


Aktuelles 

Schnell Motoren und Emission Partner arbeiten 

in Sachen Abgasnachbehandlung zusammen 

Amtzell – Anlass für die Zusammenarbeit war die 

Absenkung des Formaldehydgrenzwertes für Biogasanlagen, 

die den Emissionsminderungsbonus 

beziehen. Erstes gemeinsames Projekt ist daher die 

Umstellung der Oxidationskatalysatoren auf das 

neue, von beiden Firmen entwickelte Katalysatorwechselsystem. 

„Die kontinuierliche und langfristige Einhaltung der 

Emissionen unserer Blockheizkraftwerke ist unser 

erklärtes Ziel. Dies wollen wir gemeinsam mit der 

Motorentechnologie von Schnell und dem Emissions- 

Know-how von Emission Partner flächendeckend für 

unsere Kunden umsetzen“, erklärt Bernd Brendel, 

Geschäftsführer der Schnell Motoren GmbH. 

„Mit dem neuen Wechselsystem ermöglichen wir 

unseren Kunden den weiteren Bezug des Emissionsminderungsbonus, 

reduzieren die Montagezeit 

beim Tausch und ermöglichen die Wartung der 

Katalysatoren während des normalen Services vor 

Ort,“ beschreibt Produktmanager Enrico Lagoda die 

Innovation. 

„Mit der Schnell Motoren GmbH haben wir einen 

starken und kompetenten Partner gefunden, der in 

Deutschland über sein sehr großes Servicenetzwerk 

diese Katalysatoren auf den Bestandsanlagen verbauen 

und warten kann,“ bestätigt Dirk Goeman, 

Geschäftsführer bei Emission Partner, die Kooperation. 

Die Zusammenarbeit soll über die jetzt eingesetzten 

Oxidationskatalysatoren für Erstausrüstung 

und Service hinausgehen. Auch im Hinblick auf die 

Neuregelung der TA Luft wollen beide Firmen bei neuen 

Projekten zusammenarbeiten. 

Foto: Schnell Motoren GmbH 

Biogas B-Line-BHKW der 

Schnell Motoren GmbH 

mit 250 Kilowatt elektrischer 

Leistung und einem elektrischen 

Wirkungsgrad 

von 45,5 Prozent. 

EnviTec Biogas realisiert drittes Bauprojekt in China 

Lohne/Saerbeck – Die Marktpräsenz des niedersächsischen 

Biogasanlagenbauers EnviTec Biogas 

in China schreitet voran. Derzeit punktet EnviTec 

vor allem mit seiner innovativen EnviThan-Gasaufbereitungstechnologie 

in Fernost. Mit dem Bau einer 

ersten Biogasanlage plus Gasaufbereitung in der 

nordchinesischen Provinz Hebei verzeichnet der aus 

Lohne und Saerbeck agierende Biogas-Allrounder 

nun das dritte erfolgreiche Bauprojekt in der Volksrepublik 

– ein viertes Projekt befindet sich im Bau. 

„Unser Kunde, die Dingzhou Sifang Leo Livestock 

Science and Technology Co. Ltd., hat mit der soeben 

in Betrieb genommenen Anlage in Dingzhou, Provinz 

Hebei, ein Vorzeigeobjekt für die gesamte Region 

geschaffen“, so Jörg Fischer, Mitglied des Vorstands 

Biogasanlage plus Gasaufbereitung in der nordchinesischen Provinz Hebei. 

Ein Projekt der deutschen EnviTec Biogas AG. 

der EnviTec Biogas AG. Die mit Rindergülle, Maisstroh 

und -silage betriebene Anlage wurde seitens EnviTec 

in nur sechs Monaten gebaut und fertiggestellt. 

Die Jahresgasleistung der Anlage liegt bei 13.500.000 

Nm³ Rohgas. „Die gesamte Technologie der Biogasanlage 

und der EnviThan-Gasaufbereitung wurde an 

unserem Standort Saerbeck gefertigt und in Seecontainern 

verstaut“, so Projektleiter Andrea Bosse. Die 

insgesamt sechs Fermenter wurden vor Ort in einem 

Betonwerk gegossen. „Dank detaillierter Planung seitens 

des Kunden konnten wir die Umsetzung auch interkulturell 

gut meistern“, erklärt Bosse. Das Team der 

Dingzhou Sifang Leo Livestock Science and Technology 

Co. Ltd. hatte innerhalb seiner eigenen Designabteilung 

alle EnviTec-Planungen auf Chinesisch übersetzt. 

Foto: EnviTec Biogas AG 

„Die Anlage zeichnet sich vor allem aber durch ihren 

Leuchtturmcharakter aus“, so Bosse weiter. Ein angegliedertes 

Besucherzentrum inklusive Labor und 

Schaltzentrale wurde architektonisch so geplant und 

umgesetzt, dass Besucher per Glasgang und -tunnel 

die Anmischstrecke und Technik einsehen können. 

Das erzeugte Biomethan wird als Compressed Natural 

Gas (CNG) in Flaschentrailer abgefüllt und als 

Kraftstoff weiter vertrieben. 

Eine weitere, in der ostchinesischen Hafenstadt 

Yantai von EnviTec im Frühjahr realisierte EnviThan- 

Anlage beliefert bereits eine Tankstelle vor Ort. „Unser 

Kunde dort, die Shandong Minhe Biological Scitech 

Co. Ltd, liefert das Rohgas aus der bestehenden 

Biogasanlage“, sagt Stefan Laumann, zuständiger 

Abteilungsleiter der Gasaufbereitung bei EnviTec. 

Die hier installierte CNG-Anlage komprimiert das 

Biomethan von etwa 13,5 bar auf 200 bar in Flaschenanhänger. 

„CNG wird dort hauptsächlich für 

Autos verwendet“, so Laumann. 

Der CNG-Markt in China wächst stetig. „Derzeit 

haben wir mit unserem Vertriebspartner insgesamt 

vier Mitarbeiter in China, die die hohe Anzahl an Anfragen 

bedienen“, berichtet Finanzvorstand Fischer 

weiter. China setze vermehrt auf Erneuerbare, weil 

vor allem die Megacities im Qualm der Kraftwerke zu 

ersticken drohen, „und auf dem Land sieht es ähnlich 

aus, da die örtlichen Betriebe die Reste nach 

der Ernte einfach abbrennen“, so Fischer. Aktuell ist 

EnviTec dabei, eine Joint-Venture-Gesellschaft in 

China zu gründen. Diese werde künftig vor allem für 

den After-Sales-Service zuständig sein. 

7

Aktuelles 


Bücher 

Wohlstand ohne Wachstum – 

das Update 

Absolut empfehlenswert 

ist das neue 

Buch „Wohlstand 

ohne Wachstum – 

Grundlagen für eine 

zukunftsfähige Wirtschaft“ 

von Tim Jackson. 

Es ist ein Update 

des vor sieben 

Jahren erstmals erschienenen Buchs, das 

sich schnell zum Standardwerk entwickelte. 

Die brisante Diagnose des renommierten 

britischen Ökonomen lautete damals: 

„Unsere gesamte Wirtschaftsordnung baut 

auf ewigem Wachstum auf – aber nun brauchen 

wir einen anderen Motor“ – und daran 

hat sich auch heute nichts geändert. 

In Zeiten zunehmender Ungleichheit und 

Umweltzerstörung ist die Notwendigkeit, 

umzusteuern, dringlicher denn je, und so 

kommt die komplett überarbeitete Neuauflage 

der „Bibel der Wachstumskritik“ 

gerade zur rechten Zeit. Das Buch bietet 

eine fundierte Analyse der Auswirkungen 

der Finanz- und Wirtschaftskrisen und des 

ungebrochenen Strebens nach Wachstum, 

legt den Fokus auf die ganze Welt und schildert 

die Chancen und Herausforderungen 

einer Postwachstumsgesellschaft, die die 

ökologischen Grenzen unseres Planeten 

nicht überschreitet und trotzdem in Wohlstand 

lebt. 

Der Autor schreibt, dass die Wirtschaft 

von morgen in materieller Hinsicht nicht 

wachsen sollte. Fortgesetztes materielles 

Wachstum würde unsere Fähigkeit gefährden, 

innerhalb des sicheren Handlungsraumes 

unseres Planeten zu bleiben, und 

den künftigen Wohlstand untergraben. Es 

sei dringend eine gesellschaftliche Debatte 

über Auswege aus der Wachstumsfalle 

notwendig. 

Das vorherrschende Wirtschaftsmodell 

beruhe auf einer stetigen exponentiellen 

Ausdehnung des Umfangs der Wirtschaft. 

Seit Mitte des 20. Jahrhunderts sei die globale 

Wirtschaft um durchschnittlich 3,65 

Prozent pro Jahr expandiert. Sollte sie bis 

zum Ende des 21. Jahrhunderts in derselben 

Geschwindigkeit weiter expandieren, 

wäre sie 200 Mal größer als im Jahr 1950. 

Wie würde eine Welt aussehen, in der alle 

das Einkommen erreichen können, das 

man sich im reichen Westen erwartet, fragt 

Jackson In einer gerechteren und beträchtlich 

reicheren Welt müsste die globale Wirtschaftsleistung 

im Jahr 2100 am Ende 30 

Mal größer sein als heute und über 326 Mal 

größer als um 1950. Diese außerordentliche 

Steigerung der globalen Wirtschaftsaktivität 

stehe in vollkommenem Widerspruch 

zur endlichen Ressourcenbasis und der 

fragilen Ökologie, von der unser Überleben 

abhängt. 

Wohlstand sei mehr als materieller Genuss. 

Er gehe über materielle Interessen hinaus. 

Wohlstand sei tief in der Lebensqualität, 

der Gesundheit und dem Glück der Familien 

verankert. Er zeige sich in der Stärke 

der Beziehungen und im Vertrauen in die 

Gemeinschaft. Er äußere sich in der Zufriedenheit 

bei der Arbeit und in dem Bewusstsein, 

dass wir Werte und Ziele teilen. 

Wohlstand bedeute, dass wir fähig sind, 

uns als menschliche Wesen zu entwickeln 

und ein gutes Leben zu führen – und dies 

alles innerhalb der ökologischen Grenzen 

eines endlichen Planeten. Die Herausforderung 

für unsere Gesellschaft bestehe 

darin, Bedingungen zu schaffen, die dies 

möglich machen. Das sei die vordringlichste 

Aufgabe unserer Zeit. 

oekom verlag München, 2017, 367 Seiten, 

19,95 Euro. ISBN: 978-3-96006-840-9 

Neue 

Sonderhefte! 

Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 20. Jahrgang 

www.biogas.org Dezember 2017 

Bi GaS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

SonderheFt 

Feststoffdosierer: Gefahren Brandschutz: neues nachschlagewerk 

verfügbar S. 32 reinigung planen S. 

Fermenter: Sichere 

nicht unterschätzen S. 10 

40 

AnlAgensicherheit 

Biogas Journal Sonderheft Anlagensicherheit 

Das aktuelle Heft finden Sie 

auf der Homepage (www.biogas.org) 

DIN A4-Format 

Bestellnr.: BVK-14 

Preis auf Anfrage 

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

Bi gaS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche sondERhEFT 

Regenwasser auffangen, 

was dann? S. 6 

REgEnwassER- 

ManagEMEnT 

Technik und Pflanzen 

kombiniert S. 12 

Dezember 2017 

Verdunster 

im Einsatz S. 30 

Digitale auSgaBe – erhältlich unter www.biogas.org 

Aktualisiert 

18.12.2017 

Biogas Journal Sonderheft Regenwasser-Management 

digital verfügbar 

Erstmal gibt es vom Biogas Journal ein digitales Sonderheft. Darin wird die Thematik der 

„Niederschlagswasser-Behandlung“ aufgegriffen. Auf 40 Seiten finden Sie Informationen 

zu den rechtlichen Gegebenheiten der Niederschlagswasser-Behandlung. Außerdem werden 

verschiedene Verfahren zur Reinigung des verschmutzten Niederschlagswassers vorgestellt. 

Sie können das komplette Sonderheft unter 

www.biogas.org 

kostenlos downloaden und in Ihrem pdf-Reader lesen 

und dort auch Seiten ausdrucken. 

8


Aktuelles 

ERFAHRUNG 

IST DIE BASIS 

JEDER INNOVATION 

Bei allem, was wir tun, verlieren wir nie aus den Augen, worum es für Sie geht: 

effiziente Technik und eine einfache Handhabe. 

Als Erfinder der elastomerbeschichteten Drehkolbenpumpe und Innovationstreiber 

für Einbring- und Aufbereitungstechnik sehen wir uns bei Vogelsang dem guten Ruf der 

deutschen Maschinenbauindustrie und ihrem Beitrag zur Energiewende verpflichtet. 

Seit der Gründung des Unternehmens 1929 liefern wir technische Lösungen, deren 

Funktionalität, Qualität und Zuverlässigkeit von unseren Kunden weltweit hoch geschätzt 

werden und unseren Wettbewerbern als Vorbild dienen. 

Unser umfassendes Know-how und die langjährige Erfahrung im Bereich Biogas nutzen 

wir, um unseren Kunden als kompetenter Partner zur Seite zu stehen. Mit schlagkräftiger 

Pump-, Zerkleinerungs-, Desintegrations- und Feststoffdosiertechnik ebenso wie mit 

unseren individuellen Beratungsleistungen. 

vogelsang.info 

ENGINEERED TO WORK 

9

Aktuelles 


Termine 

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

1. Februar 

4. Biogasfachtagung NORD – 

Werterhaltung und Optimierung für den 

Betrieb von Biogasanlagen 

Werlte 

www.gruenbeck.de 

2. Februar 

Biologisch-Dynamisch 

Mitterteich 

green-energy-zintl.de 

7. Februar 

Oberfränkisches Biogas-Fortbildungsseminar 

Bad Staffelstein – Kloster Banz 

www.weiterbildung.bayern.de 

7. Februar 

Umgang mit (finanziellen) Krisensituationen 

und Wertermittlung von Biogasanlagen 

Lüchow 

biogas@leb.de 

7. bis 8. Februar 

The reference event for the French biogas 

sector 

Biogaz Europe 2018 

Nantes 

www.biogaz-europe.com 

EEG Intensivschulungen 2018 – 

Nutzen Sie die Chance! 

Zur Vorbereitung auf die Ausschreibungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes bietet die 

Fachverband Biogas Service GmbH ab Januar 2018 wieder Intensivschulungen an. In 

Workshops mit maximal 20 Teilnehmern werden rechtliche und ökonomische Anforderungen 

diskutiert sowie die wichtigsten Fallstricke dargestellt. Anmeldeunterlagen und 

weitere Informationen stehen Ihnen unter www.service-gmbH.biogas.org zur Verfügung. 

31. Januar 

EEG-Intensivschulung 

Osnabrück 


22. Februar 


Schwäbisch Hall 


Mathias Waschka 

Beratung und Vertrieb 

für landwirtschaftliche Erzeugnisse 

Trocknungstechnik bis 1,5 MW 

Mobil schallged. Varianten 

bis 500 kW 45 dB(A) 

1. Februar 


Westerrönfeld 


21. Februar 


Fulda 


27. Februar 


Dresden 


28. Februar 2018 

EEG Intensivschulung 

Potsdam 


Bundesweite Infotage zum 

Thema Flexibilisierung 

Schubboden-Trocknungscontainer 

Die Vor-Ort-Stromerzeugung in Biogasanlagen wird über das EEG hinaus nur eine 

Zukunft haben können, wenn die Anlagen konsequent auf flexible Fahrweise umgestellt 

werden. Nur so bringen sie ihren stärksten Pluspunkt im Zusammenspiel der 

Erneuerbaren zur Geltung. Unter der Überschrift „Biogas – für die Zukunft gerüstet“ 

bieten seit Mitte Oktober die „Infotage zu Flexibilisierung und Wärmenutzung“ eine 

Grundlage für die Entscheidungsfindung. 

Tel. 

Fax 

Mobil 

info@m-waschka.de 

www.m-waschka.de 

04482 - 908 911 

04482 - 908 912 

0151 - 23510337 

Termine: 

24. Januar, Erbach, Baden-Württemberg 

08. Frebruar, Rendsburg, Schleswig-Holstein 

21. Februar, Dorsten, Nordrhein-Westfalen 

06. März, Potsdam, Brandenburg 

13. März, Triesdorf, Bayern 

Weitere Informationen im Internet unter www.kwkkommt.de 

10


BIOGAS-KIDS 

Aktuelles 

Aus Biogas wird Biomethan 

Biogas hat einen Nachteil: Als Gas ist es nur dort verfügbar, 

wo es produziert wird – in der Umgebung der 

jeweiligen Biogasanlagen. Dabei kann mit Biogas mehr 

als nur Strom und Wärme gewonnen werden. Einem 

anderen Energieträger kann das Biogas helfen, noch 

„grüner“ – also umweltfreundlicher zu werden: nämlich 

Erdgas. Erdgas ist eine wichtige, aber nicht erneuerbare 

Energieform, die aus begrenzten Lagerstätten unter 

der Erde gewonnen wird. Weil Erdgas jedoch in vielen 

Häusern und Fabriken zum Heizen, zum Kochen, zur 

Stromproduktion und inzwischen auch für Fahrzeuge 

genutzt wird, besteht ein riesiges, rund 505.000 km langes 

Erdgasnetz in Deutschland. Da liegt es doch nahe, 

das umweltfreundliche Biogas einzuspeisen. Und genau 

das wird schon getan. Allerdings muss das Biogas dazu 

veredelt werden, das heißt, es muss exakt die Qualität 

des Erdgases erhalten. Das ist notwendig, damit die 

Heizungen oder Motoren, die mit Erdgas arbeiten, diese 

Mischung vertragen. Erreicht wird das durch spezielle 

technische Aufbereitungsverfahren, bei denen das 

Biogas getrocknet und Schwefel entzogen und auch 

der Brennwert angepasst wird. Fertig ist das BioErdgas, 

das Fachleute Biomethan nennen. Es kann nun anteilig 

dem Erdgas beigemengt werden – und macht auf 

Futter für die 

Vögel im Winter 

Du benötigst: 

• ein wenig Reisig 

• Draht, einen Apfel 

• einen Stab oder Stock 

• einen Strick zum Aufhängen 

Wenn viel und lange Schnee im Winter 

liegt, brauchen die Vögel unsere Hilfe, 

denn sie finden kaum noch etwas zu 

fressen. Über einen leckeren Apfel freuen sie sich 

bestimmt! Aus dem Reisig bindest du mit Draht 

einen Kranz, so dass der Apfel dazwischen passt. 

Den Apfel spießt du mit dem Stab auf und schiebst 

diesen durch das Reisig. Dann den Strick befestigen 

und an den Baum hängen. Du kannst natürlich 

auch noch fertige Netze aufhängen. Suche dir 

einen Baum, den du gut beobachten kannst und 

du wirst sehen – es schmeckt … 

diese Weise das Erdgas tatsächlich „grüner“. Jetzt kann 

es überall hin zu den Verbrauchern transportiert oder 

auch in einem der riesigen, unterirdischen Erdgasspeicher 

zwischengespeichert werden. 

Bis zum Jahr 2030 sollen auf diese 

Weise 10 Prozent des gesamten 

Erdgasverbrauchs in Deutschland 

durch Biomethan ersetzt werden. 

Damit hilft das Biogas, die begrenzten 

Erdgasvorräte zu schonen. 

Mehr Erneuerbare Energien gewünscht 

Gute Nachrichten für Biogas! 95 Prozent der Deutschen 

wollen mehr Erneuerbare Energien. Eine 2017 

durchgeführte Umfrage zeigt, dass für die überwältigende 

Zahl der Menschen der Ausbau der Energiegewinnung 

aus Wind, Sonne, Biogas und Co. ein 

wichtiges Anliegen ist. Dabei zeigte sich auch, dass 

viele Bürger nichts gegen Windräder, Solarmodule 

oder Biogasanlagen in ihrer Nachbarschaft haben. 

In der Nähe von Kohlekraftwerken dagegen möchte 

kaum einer leben. Als wichtigste Vorteile der 

Erneuer baren Energien zählen die Befragten die Zukunftssicherung 

und den Klimaschutz auf. So stimmten 

beispielsweise 75 Prozent der Teilnehmer der 

Aussage zu, dass die Erneuerbaren zu einer sicheren 

Zukunft von Kindern und Enkeln beitragen. Schließlich 

tragen Eltern und Großeltern Verantwortung für 

ihre Familien und wollen nur das Beste für ihre Kids. 

Shutterstock 

www.agrarkids.de 

Landwirtschaft entdecken und verstehen – 

Die Fachzeitschrift für Kinder 

11

Aktuelles 


Fossiles LNG kann nur 

eine Brücke sein 

Mitte Oktober fand in Hamburg eine von Euroforum Deutschland SE organisierte Tagung 

zum Thema „Small scale LNG“ statt. Im Mittelpunkt der Veranstaltung stand der Energieträger 

Flüssigerdgas (LNG = Liquefied Natural Gas). Es wurde deutlich, dass in Deutschland 

Seehafen-Terminals, Tankstellen und Fahrzeuge zu Wasser und zu Land gar nicht bis 

kaum existieren. 


LNG-Barge im Hamburger 

Hafen. Bei der LNG Hybrid 

Barge handelt es sich um 

ein Flüssiggaskraftwerk, 

das die Kreuzfahrtschiffe 

während ihrer Liegezeiten 

im Hamburger 

Hafen emissionsarm und 

umweltfreundlich mit 

Energie versorgt. 

Eines ist klar: Im gesamten Mobilitätssektor 

müssen die CO 2 

-Emissionen deutlich gesenkt 

werden. Biogene Kraftstoffe wie Biodiesel, 

Bioethanol und Biomethan leisten 

dazu heute schon einen wichtigen Beitrag. 

Ihr nachhaltiges Potenzial wird jedoch aktuell aufgrund 

politischer Entscheidungen (Tank-Teller-Diskussion 

etc.) nicht ausgeschöpft. Hinzu kommt, dass im Jahr 

2015 die Treibhausgasminderungsquote das vorher 

geltende Biokraftstoffquotengesetz abgelöst hat. 

Seitdem muss die Mineralölwirtschaft mengenmäßig 

weniger biogene Kraftstoffe einsetzen, was ziemlich 

paradox ist. 

Seit 2015 muss die Mineralölwirtschaft pro Jahr 3,5 

Prozent der durch den Kraftstoffverbrauch emittierten 

Treibhausgase einsparen. 2017 steigt dieser Wert auf 

4 Prozent an. 2020 soll die jährliche Einsparungsquote 

auf 6 Prozent ansteigen. Der Einsatz von Biokraftstoffen 

stellt eine Möglichkeit zur Erreichung der Einsparquote 

dar. Dazu muss das tatsächliche Einsparpotenzial 

des jeweiligen Biokraftstoffs berücksichtigt werden. 

Die Mindestanforderung an einen Biokraftstoff bezüglich 

seines Treibhausgas-Einsparpotenzials im Vergleich 

zu herkömmlichen Kraftstoffen ist durch die 

Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung festgelegt. 

Laut der Verordnung ist eine Erhöhung dieser Mindestanforderung 

von anfangs 35 Prozent auf 50 Prozent am 

1. Januar 2017 und auf 60 Prozent ab dem 1. Januar 

2018 vorgesehen. 

Moderne Biokraftstoff-Produktionsstätten erreichen 

die höchste Minderungsstufe spielend, weil parallel 

durch den Anfall von Koppelprodukten Futtermittel 

produziert werden und weil aus Reststoffen über den 

Biogasprozess weitere Energie erzeugt wird und so im 

Gesamtsystem mehr CO 2 

-Emissionen gesenkt werden. 

Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen senkt als gasförmiger 

Kraftstoff die CO 2 

-Emissionen gegenüber den 

fossilen Kraftstoffen sogar um mehr als 90 Prozent 

Nun helfen aber nicht nur regenerative Kraftstoffe, die 

CO 2 

-Emissionen zu senken. Auch bei der motorischen 

Verbrennung von Erdgas wird weniger CO 2 

emittiert, als 

dies bei Benzin- beziehungsweise Dieselmotoren der 

Fall ist. Erdgasbetriebene Pkw stoßen im Vergleich zum 

Benziner 23 Prozent weniger und im Vergleich zum 

Diesel 35 Prozent weniger CO 2 

aus. An die biogenen 

Kontrahenten reicht Erdgas in Sachen CO 2 

-Vermeidung 

jedoch nicht heran. 

Komprimiertes Erdgas, kurz CNG genannt, eignet sich 

gut im Pkw-Bereich sowie für Bau- und Landmaschinen. 

Für mittelschwere bis schwere Lkw sowie in der 

Binnen- und Seeschifffahrt ist CNG jedoch nicht geeignet. 

Hier kommt flüssiges Erdgas als sogenanntes LNG 

infrage. Neben dem Vorteil der CO 2 

-Reduktion ist bei 

der Verbrennung von Erdgas als Kraftstoff positiv, dass 

quasi kein Feinstaub emittiert wird. 

Das erste biogene LNG in Deutschland soll im nächsten 

Jahr an der Biogasanlage in Hahnennest/Ostrach in 

Baden-Württemberg produziert werden (siehe Biogas 

Journal 5_17, Seite 39). Der Energieversorger Erdgas 

Südwest wird die Anlage bauen und betreiben. Laut 

der dort tätigen Projektentwicklerin Tatiana Demeusy 

Foto: RAG 

12


Aktuelles 

liegt das Bio-LNG-Erzeugungspotenzial im Jahr 2030 

in Deutschland bei 1,083 Millionen Tonnen pro Jahr. 

Der prognostizierte LNG-Bedarf liege in 2030 dagegen 

bei lediglich 526.000 Tonnen pro Jahr. 

Zwar denkt die Erdgaswirtschaft über regenerative 

Gase nach. Aber Bio-LNG aus Biomethan hat sie dabei 

gar nicht auf dem Schirm, wie auf der Tagung in 

Hamburg deutlich wurde. Die Akteure denken eher in 

Richtung Wasserstoff und synthetisches Methan aus 

Power-to-Gas-Anwendungen. Diese Energieträger sollen 

dann importiert werden aus Regionen, die mehr 

Wind- und Solarenergie preiswert erzeugen können, 

als es in Deutschland möglich wäre. Die Sache hat nur 

einen Haken: Es könnten neue Abhängigkeiten in der 

Energieversorgung und neue Krisenregionen wie in der 

Region um den Persischen Golf entstehen. 

Filippo Checcucci, Manager für die Länder Deutschland 

und Österreich im Unternehmen Gas Natural Fenosa, 

richtete den Blick auf den globalen LNG-Markt. 

Das Unternehmen ist ein großer Energieversorger in 

Spanien und Lateinamerika. Es ist laut Checcucci 

Hauptlieferant von LNG im Atlantik- und Mittelmeerraum. 

Es verfügt selbst über eine Flotte von zwölf 

LNG-Tankern. „Erdgas ist der fossile Brennstoff mit 

dem größten Wachstumspotenzial in der Zukunft. Der 

Erdgasanteil wird beim Primärenergieeinsatz auf 26 

Prozent in 2035 steigen. 1990 lag er noch bei 21 Prozent“, 

berichtete der Referent. 

Die Erdgasproduktion werde von 2013 bis 2040 um 47 

Prozent ansteigen. 85 Prozent dieser Steigerung würden 

durch Non-OECD Staaten generiert. In 2040 werde 

die USA mit 850 Milliarden (Mrd.) Kubikmetern (m³) 

der größte Erdgasverbraucher sein. Checcucci stellte in 

Aussicht, dass die neuen LNG-Importländer 20 Prozent 

der globalen Nachfrage importieren werden. Hierzu gehören 

Länder wie Vietnam, Thailand oder Singapur. 

In Russland werde der Erdgasverbrauch aufgrund von 

eingeführten Effizienzmaßnahmen um 15 Mrd. m³ zurückgehen. 

Der Iran werde die Erdgasproduktion um 

80 Prozent steigern und 290 Mrd. m³ erreichen. Diese 

Produktionssteigerung werde hauptsächlich im Land 

verbraucht werden. Neue Erdgasproduzenten würden 

in den Markt kommen, die bisher kein Öl gefördert hätten. 

Diese Länder würden vor allem Schiefergasquellen 

erschließen. 

Niederlande werden als Erdgaslieferant 

ausfallen 

Während also neue Länder zu Förderländern aufsteigen, 

geht in anderen Ländern die Erdgasförderung zu 

Ende. In Europa ist hiervon vor allem die Niederlande 

betroffen. „In zehn Jahren wird die Niederlande kein 

Erdgas mehr nach Deutschland exportieren. Auch Norwegen 

wird seine Exporte nach Deutschland zurückfahren, 

weil Erdgasfelder erschöpft sind“, blickte Marcel 

Tijhuis, Projektmanager LNG beim Gasinfrastrukturunternehmen 

N.V. Nederlandse Gasunie, voraus. Das 

Fotos: Martin Bensmann 

Filippo Checcucci, Manager für die Länder 

Deutschland und Österreich im Unternehmen 

Gas Natural Fenosa. 

bedeutet, dass es in Deutschland ab 2026 eine Erdgas- 

Versorgungslücke geben wird. Tijhuis sieht in dieser Lücke 

eine gute Chance für LNG als Energieträger. Darum 

will Gasunie mit der Oiltanking GmbH in Hamburg und 

dem Unternehmen Royal Vopak in Rotterdam ein Joint 

Venture bilden, dessen 

Gründung die EU im 

Juli bereits abgesegnet 

hat. Das Konsortium 

will in Brunsbüttel an 

der Elbe einen LNG- 

Terminal bauen und 

betreiben. Die Machbarkeitsstudie 

dazu ist 

in Arbeit. 

Über den Terminal mit 

Landungsbrücke sollen 

„Erdgas ist der fossile 

Brennstoff mit dem größten 

Wachstumspotenzial in der 

Zukunft“ 

Filippo Checcucci 

4 bis 5 Mrd. m³ LNG pro Jahr umgeschlagen werden. 

An Ort und Stelle sollen rund 220.000 m³ LNG zwischengelagert 

werden können. Schiffe bis 210.000 m³ 

LNG-Ladungsmenge können den Terminal anfahren. 

Ferner sollen Lkw-Tankwagen beladen werden können 

und der Terminal soll an das Netz von Gaspool angeschlossen 

werden. So ist auch eine Regasifizierung des 

LNG mit Einspeisung ins Erdgasnetz denkbar. 

Brunsbüttel bietet Standortvorteile 

Wie Tijhuis erklärte, spricht für den Standort Brunsbüttel, 

dass dort Überseeschiffe, die den Hamburger Hafen 

anfahren, betankt werden können. Ebenso könnten 

dort Schiffe LNG bunkern, die durch den Nord-Ostsee- 

Kanal in die Ostsee fahren und das Baltikum als Zielort 

haben. Außerdem könnten Dienstleister mit kleinen 

Bunkerschiffen bis 1.400 m³ Kapazität andere Schiffe 

versorgen. 

Eine LNG-Versorgungs-Barge (Barge – sprich Bartsch – 

ist ein Lastkahn) ist seit Oktober 2014 im Hamburger 

Hafen in Betrieb. Bei der LNG Hybrid Barge handelt es 

sich um ein Flüssiggaskraftwerk, das die Kreuzfahrt- 

Marcel Tijhuis, Projektmanager LNG beim 

Gasinfrastrukturunternehmen N.V. Nederlandse 

Gasunie. 

13

Aktuelles 


An einer kleinen, ausgeförderten Gaslagerstätte in Oberösterreich wird gegenwärtig die Speicherung von Wasserstoff 

erprobt. Gleichzeitig soll CO 2 

verpresst werden. In der Lagerstätte soll aus Wasserstoff und CO 2 

Methan, 

also neues Erdgas entstehen. Federführend in dem Projekt ist die RAG in Österreich. 

schiffe während ihrer Liegezeiten im Hamburger Hafen 

emissionsarm und umweltfreundlich mit Energie versorgt. 

Der Energieträger LNG verursacht im Gegensatz 

zu schiffseigenen Generatoren keine Schwefeloxide oder 

Rußpartikel und der Ausstoß von Stickoxiden und Kohlendioxid 

wird deutlich verringert. Daher ist die Umweltbilanz 

bei der Nutzung von Flüssiggas sehr viel besser 

als bei schiffseigenen Generatoren, die während ihres 

Aufenthalts in Hamburg abgeschaltet werden können. 

Foto: RAG 

Bei der LNG Hybrid Barge wird die Energie 

in Blockheizkraftmotoren und Generatoren 

mittels Flüssiggas erzeugt. Die 

fünf Generatoren erzeugen insgesamt 

eine Leistung von 7,5 Megawatt (50/60 

Hz). Der so gewonnene Strom wird flexibel, 

je nach Bedarf, in das Versorgungsnetz 

des jeweiligen Kreuzfahrtschiffes 

eingespeist. 2016 war das erste Jahr, in 

dem die Hybrid Barge die AIDAsol über 

eine komplette Kreuzfahrtsaison 16 Mal 

mit Energie beliefert hat. 

Meyer Logistik testet LNG-Lkw 

Und auch im Straßengüterverkehr sollen 

mittelschwere bis schwere Lkw mit LNG 

umweltfreundlicher betrieben werden. 

Hersteller wie Volvo, Scania oder Iveco 

bieten erste Modelle an. Die Uniper-Tochter Liqvis und 

der Lebensmittel-Logistikdienstleister Meyer Logistik 

haben im April die erste öffentliche LNG-Tankstelle in 

Berlin eröffnet. Die hochmoderne Tankanlage befindet 

sich in Grünheide am östlichen Berliner Ring (A10) 

auf dem Betriebsgelände von Meyer Logistik. Sie steht 

auch externen Spediteuren und Fuhrunternehmen zur 

Verfügung und dient der Kraftstoffversorgung mit LNG 

entlang den Hauptverkehrsrouten in Europa. Sie ist da- 

Wir machen Ihre Biogasanlage fit für die Zukunft. 

Die Schmack Service-Kompetenz: 

Lassen Sie sich beraten – 

kompetent und unverbindlich! 

Technischer 

Service 

Betriebsführung 

Modernisierung 

Biogasanlage 

Biologischer 

Service 

Profitieren Sie jetzt von mehr als 20 Jahren 

Biogas-Know-how. 

Schmack ist der kompetente Service-Partner rund 

um Ihre Biogasanlage. Von der Beratung über 

Optimierung bis hin zur Betriebsführung sind wir 

gerne für Sie da. www.schmack-biogas.de 

Schmack Biogas Service GmbH · 24-Stunden-Service-Hotline: Tel. +49 (0) 9431 751-277 

info@schmack-biogas.com 

14


Aktuelles 

mit Teil des „Blue Corridor“ Projekts der Europäischen 

Union. 

Mit LNG betriebene Lkw zeichnen sich durch eine im 

Vergleich zu Lkw, die konventionelle Kraftstoffe verbrauchen, 

deutlich höhere Umweltverträglichkeit aus. 

Sie stoßen nicht nur deutlich weniger Kohlendioxid, 

Stickoxide und Feinstaub aus, sondern sind auch wesentlich 

leiser als vergleichbare Fahrzeuge. Nach vorläufigen 

Berechnungen von Meyer Logistik können in 

fünf Jahren pro Lkw rund 50.000 Kilogramm CO 2 

eingespart 

werden. Mit einer Reichweite von 1.500 Kilometern 

sind LNG-Lkw bei niedrigeren Kraftstoffkosten 

und geringerem Schadstoff- und Treibhausgasausstoß 

so leistungsstark wie ihre Diesel-Pendants. 

Liqvis liefert anfänglich rund 600.000 kg LNG pro Jahr 

und sorgt für den Betrieb der hochmodernen Tankanlage. 

Über Uniper hat Liqvis direkten Zugang zu LNG- 

Kapazitäten und kann das LNG zu marktgerechten 

Konditionen bereitstellen. Meyer Logistik stellt mit 

zunächst 20 LNG-Lkw die Lebensmittelversorgung im 

Großraum Berlin sicher. Iveco verfügt als erster Hersteller 

über ein 400 PS starkes LNG-Nutzfahrzeug, den 

Stralis 440S40 T/P. 

Parallel erfolgt eine wissenschaftliche Begleitforschung 

durch den Deutschen Verein des Gas- und 

Wasserfaches e.V. am Engler-Bunte-Institut (DVGW- 

EBI). Daniel Stähr präsentierte auf der Hamburger 

Tagung erste Ergebnisse. Die Lkw-Fahrer von Meyer, 

die mit den LNG-Fahrzeugen unterwegs sind, mussten 

einen Fragebogen ausfüllen. „Nach Angaben der Fahrer 

ist LNG nicht so unsicher, wie zunächst gedacht. 

Der Tankvorgang stellte sich als unkompliziert heraus. 

Die Technologie steckt nicht mehr in den ‚Kinderschuhen‘. 

Die Leistung (u. a. beim Anfahren, Bergfahrt) 

wurde teilweise schwächer empfunden. Die Fahrer 

sind neugierig und lassen sich auch überzeugen“, resümierte 

Stähr. 

Anfang August wurde eine Referenzfahrt mit einem 

LNG- und einem Diesel-Lkw vorgenommen. Die Strecke 

war 420 Kilometer lang. Es handelte sich dabei 

um Iveco Stralis-Modelle. Der LNG-Lkw hat 22,3 Kilogramm 

Kraftstoff pro 100 Kilometer verbraucht, der 

Diesel-Lkw verbrauchte 26,3 Liter auf 100 Kilometer. 

Der LNG-Lkw stieß dabei 613 Gramm CO 2 

pro Kilometer 

aus und der Diesel im Schnitt 697 Gramm CO 2 

pro Kilometer. Stähr machte aufmerksam: „Bei einem 

Vergleich der JEC-Werte (JEC = Joint Research Centre- 

EUCAR-CONCAWE collaboration) unter Einberechnung 

des gemessenen Verbrauchs ergibt sich statt 13,6 

Prozent eine CO 2 

-Minderung von 22,6 Prozent gegenüber 

Diesel.“ Wenn die Preisdifferenz zwischen LNG 

und fossilem Diesel nur 5 Cent pro Kilometer beträgt, 

dann benötigt der LNG-Lkw rund 700.000 Kilometer 

Laufleistung, bis er in die Wirtschaftlichkeit fährt. 

Ist Ihr Abgaswärmetauscher defekt? 

Sparen Sie bares Geld! 

Bis zu 

500 € 

Prämie 

Sieht Ihr Wärmetauscher auch so aus? 

Wir liefern Ihnen einen Neuen! 

Beste Qualität - 

Made in Germany 

Kassieren Sie bis zu 

500,- Euro Wechselprämie. 

Senden Sie uns einfach ein Foto Ihres defekten 

Apparates – wir setzen uns umgehend mit 

Ihnen in Kontakt und besprechen die restlichen 

Details. Die Höhe der Prämie orientiert sich an 

der Größe des Wärmetauschers. 

THERM 

Unsere Leistung - Ihr Erfolg 

Energiepark 26/28 91732 Merkendorf 

+49 9826-65 889-0 info@enkotherm.de 

www.enkotherm.de 

15

Aktuelles 


Underground Sun Conversion – „Erdgeschichte im Zeitraffer“ 

Strom 

Der aus erneuerbaren Energiequellen 

(Sonne + Wind) erzeugte 

Strom wird mittels Elektrolyseverfahren 

in H 2 umgewandelt. 

4 H 2 

Elektrolyse 

Projektpartner: 

Faulschlamm 

Hoher Druck 

undurchlässige Schichten 

Lagerstätte 

Nutzung natürlicher Erdgaslagerstätten 

zur Umwandlung und Speicherung von 

erneuerbarer Energie 

Natürliche Entstehung und heutige Nutzung von Erdgas 

Die natürliche Bildung von Erdgas dauert(e) viele Millionen Jahre. 

Im 20. Jhdt. etabliert sich Erdgas aufgrund seiner Flexibilität und vielfältigen Einsatzmöglichkeiten 

als einer der bedeutendsten (fossilen) Energieträger. 

Bildung von Faulschlamm 

Die Sonne liefert Energie für organisches 

Wachstum. Abgestorbene 

Kleinstlebewesen sinken auf den 

Meeresboden ab und werden mit 

Sand und Schlick bedeckt. Dabei 

entsteht Faulschlamm. 

Erzeugung von erneuerbarem Erdgas in wenigen Wochen – 

ein nachhaltiger Kohlenstoffkreislauf entsteht 

CO 2 

H 2 

Schlamm & Schlick 

CO 2 

Entstehung von Erdgas 

Im Laufe der Jahrtausende lagerten sich viele 

Schlammschichten darüber ab. Unter hohem Druck 

und Sauerstoffabschluss wandelten Mikroorganismen 

den Faulschlamm um. Erdgas entstand und 

sammelte sich in Lagerstätten zwischen undurchlässigen 

Schichten. 

erneuerbares Erdgas 

CH 4 

energetische Nutzung 

Mikroorganismen wandeln die 

eingebrachten Stoffe (H 2 + C0 2) 

in erneuerbares Erdgas (CH 4) 

und Wasser (H 20) um. 

Aufsuchung und 

Förderung 

Im 20. Jahrhundert beginnt 

die Förderung von Erdgas aus 

diesen Lagerstätten. 

CH 4 

H 2 0 Verwertung 

Underground 

Sun Conversion 

250 Mio. Jahre 50 Mio. Jahre 1900 

2017 

LNG-Aktivitäten in Österreich 

Thomas Pleßnitzer von der Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft 

(RAG) aus Wien berichtete über die erste 

LNG-Tankstelle in Ennshafen. Am Standort können 

Das österreichische Konsortium steht unter der Führung der RAG. Projektpartner sind: Montanuniversität Leoben, Universität für 

Bodenkultur Wien (Department derzeit IFA Tulln), rund acib 12 GmbH Tonnen (Austrian Centre verflüssigtes of Industrial Biotechnology), Erdgas Energieinstitut gelagert an der Johannes 

Kepler Universität Linz, Axiom Angewandte Prozesstechnik GmbH. 

werden, das entspricht rund 60 bis 90 Lkw-Tankfüllungen. 

Angeliefert wird das Erdgas mit dem RAG-eigenen 

Das Projekt Underground Sun Conversion wird im Rahmen des Energieforschungsprogrammes des österreichischen 

Klima- und Energiefonds 

LNG-Tankwagen. 

– dotiert aus den Mitteln des 

Das 

bmvit 

Erdgas 

– als Leitprojekt 

stammt 

gefördert. 

unter anderem aus 

RAG-Erdgaslagerstätten und wird in der RAG-eigenen 

LNG-Anlage im oberösterreichischen Gampern aufberei- 

www.underground-sun-conversion.at 

tet, wo etwa 2 Tonnen LNG pro Tag hergestellt werden, 

©BOKU 

2 H 2 O 

Zukünftig soll der Prozess in 

der natürlichen Lagerstätte 

kopiert und um Millionen 

von Jahre abgekürzt werden. 

Innerhalb weniger Wochen 

wird durch die Underground 

Sun Conversion Technologie 

so „erneuer bares Erdgas“ 

gebildet. 

Grafik: RAG Östereich 

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 

die dann an der LNG-Tankstelle Ennshafen genutzt werden 

können. Das entspricht einer 

Betankung von 10 bis 15 LNG-Lkw 

pro Tag. In Ennshafen sollen künftig 

auch Schiffe mit LNG bebunkert 

werden. 

Pleßnitzer berichtete im Weiteren 

von dem Forschungsprojekt 

„Underground Sun Storage“ 

zur Speicherung von Wind- und 

Sonnenenergie in natürlichen 

Erdgaslagerstätten. Diese Projekt 

wird als „Underground Sun 

Conversion“-Projekt fortgeführt. 

Es soll erstmals möglich werden, 

direkt in einer Erdgaslagerstätte 

Erdgas durch einen von der RAG 

gezielt initiierten mikrobiologischen 

Prozess natürlich zu erzeugen 

und gleich dort zu speichern. 

Mit dieser weltweit einzigartigen 

und innovativen Methode wird der 

natürliche Entstehungsprozess 

von Erdgas nachgebildet, aber 

gleichzeitig um Millionen von Jahren 

verkürzt – Erdgeschichte im 

Zeitraffer. 

Aus überschüssiger Sonnen- oder 

Windenergie und Wasser wird 

zunächst in einer oberirdischen 

Anlage Wasserstoff erzeugt. Gemeinsam 

mit CO 2 

wird dieser 

Wasserstoff in eine vorhandene 

(Poren-)Erdgaslagerstätte eingebracht. 

In über 1.000 Metern Tiefe 

wandeln natürlich vorhandene 

Mikroorganismen diese Stoffe in 

relativ kurzer Zeit in erneuerbares 

Erdgas um, das anschließend 

direkt dort in der Lagerstätte gespeichert, 

bei Bedarf jederzeit 

entnommen und über die vorhandenen 

Leitungsnetze zum 

Verbraucher transportiert werden 

kann. Infos unter http://www.underground-sun-conversion.at/das- 

projekt/kurzbeschreibung.html 

Fazit: Fossiles LNG kann nur eine Brücke sein hin zu 

regenerativen Kraftstoffen. Denn spätestens ab 2040 

muss auch Erdgas durch grüne Gase ersetzt werden, 

wenn die Klimaschutzziele erreicht werden sollen. 

16

Sonic Cut Thru Heavy 


Aktuelles 

DIE NEUE 

FLYGT 

EINBAU- 

GARNITUR 

BIS-1 mit Midsize- oder Kompakt-Mixer 

• Flexibel und problemlos einsetzbar 

• Für Behälter bis zu 12 Metern 

• Einfach zu bedienen 

Lassen Sie nicht jeden bei sich rumrühren. 

Jetzt informieren unter www.xylem.de/biogas. 

Fragen per E-Mail an biogas.de@xyleminc.com 

oder telefonisch unter 0511/7800 610. 

Unsere Biogas-Experten beraten Sie gern. 

xylem.de/biogas 

Vollgas im Fermenter. 

P HAN T O M 

Das Rührwerk 

Entschwefelung 

Warum Entschwefelungs mittel? 

– Schnelle und zuverlässige Bindung von schädlichem 

Sulfid und Schwefelwasserstoff 

– Fördert den Methanertrag und die Spurenelementverfügbarkeit 

– Schnelle Reaktivität durch amorphe Struktur des 

Eisenhydroxids 

Produktempfehlung: 

Sie ziehen ihre Kreise. 

Effizient. Zuverlässig. Legendär. 

MethaTec ® Detox S Premium 

MethaTec ® Detox S Turbo 

Heavy-Duty Rührwerke 

MethaTec ® Detox S Aktiv 

PTM GmbH ۰ D-87719 Mindelheim 

+49 82 61 ⃒ 738 182 

info@propeller-technik-maier.de 

www.propeller-technik-maier.de 

MethaTec ® Detox S „feucht“ 

www.terravis-biogas.de 

17 

Ihre Ansprechpartner: 

Johannes Joslowski, Tel.: 0251 . 682-2056 

johannes.joslowski@terravis-biogas.de 

Jens Petermann, Tel.: 0251 . 682-2438 

jens.petermann@terravis-biogas.de 

FELD 

SILO 

FERMENTER 

ENERGIE

Strom plus Wärme plus Bioraffinerie 

Mit fast 1.000 Erdgastankstellen 

und 100.000 

Erdgasfahrzeugen 

verfügt Deutschland 

über eine gute 

Basis für einen Ausbau 

klimafreundlicher 

Mobilität. Biomethan 

in komprimierter oder 

verflüssigter Form spielt 

gegenwärtig jedoch 

als Kraftstoff nur eine 

untergeordnete Rolle. 

Wie können Biogasanlagen nach dem Auslaufen der Festvergütung für die Stromeinspeisung 

wirtschaftlich weiterbetrieben werden? Welche Alternativen gibt es, um Produkte, die 

beim Gärprozess entstehen, zu vermarkten? Diese und ähnliche Fragen bewegen gegenwärtig 

Anlagenbetreiber. Antworten darauf gab es beim Biogas-Fachgespräch mit dem Thema 

„Perspektiven für Biogasbestandsanlagen bis 2030“ Ende November im DBFZ in Leipzig. 

Deutlich wurde dabei, dass die hiesige Biogasbranche von erfolgreichen Innovationen bei 

unseren europäischen Nachbarn profitieren kann. 


2016 produzierten in Deutschland rund 

9.200 Biogasanlagen 32,37 Terawattstunden 

(TWh) elektrische Energie und trugen 

dadurch mit 17,2 Prozent zur Stromerzeugung 

aus erneuerbaren Quellen und 74 Prozent 

aus Biomasse bei. Insgesamt stieg der Anteil der 

Erneuerbaren mit 188,3 TWh el 

auf 31,7 Prozent des 

Bruttostromverbrauchs. Mit diesen Zahlen charakterisierte 

Jaqueline Daniel-Gromke, Arbeitsgruppenleiterin 

im Bereich Biochemische Konversion am DBFZ, die 

Situation im Biogasbereich. 

Diese sei zudem gekennzeichnet durch eine zunehmend 

nachfrageorientierte Stromproduktion und die 

Umstellung der Förderung von der Festvergütung zu einem 

Ausschreibungsmodell. „Die in den EEG-Novellen 

von 2012 und 2017 gesetzten Anreize für die Flexibilisierung 

der Anlagen wirken“, konstatiert die Wissenschaftlerin. 

Etwa 2.600 mit Biogas oder Biomethan angetriebene 

BHKW würden Flexprämien erhalten. Nach Erhebungen 

des DBFZ umfasst das 2017 eine installierte 

Leistung von 1,8 Gigawatt elektrisch (GW el 

). „Bei einer 

Leistungsreserve aller Biogasanlagen von insgesamt 

4,5 GW el 

ist das beachtlich“, urteilte Daniel-Gromke. 

Weniger erfolgreich war dagegen die erste Ausschreibung 

für Biomasse im September 2017. Das ausgeschriebene 

Volumen von 122 MW el 

wurde mit den 

schließlich bezuschlagten 27,5 MW el 

nicht einmal zu 

einem Viertel ausgeschöpft. 

Der von Daniel-Gromke beschriebene Status quo bildet 

die Ausgangslage für das im Frühjahr 2017 gestartete 

Forschungsprojekt „Biogas 2030“. Ziel des vom Umweltbundesamt 

beauftragten Verbundvorhabens ist, 

Optionen aufzuzeigen, wie Biogas-Bestandsanlagen 

bis 2030 ökonomisch und ökologisch sinnvoll weiterbetrieben 

werden können. Die Untersuchung und Bewertung 

der unterschiedlichen Betreibermodelle läuft 

noch bis Ende 2018. Die Aufbereitung zu Biomethan 

und Nutzung als Kraftstoff zeichnet sich jedoch nach 

Ansicht der DBFZ-Wissenschaftlerin schon als eine realistische 

Option für Bestandsanlagen ab. 

Klimaschutz durch Bio-CNG und Bio-LNG 

Dem stimmt auch Prof. Dr. Frank Scholwin, Direktor 

des Instituts für Biogas, Kreislaufwirtschaft und Energie 

zu. „Gegenwärtig umfasst der Marktanteil von komprimiertem 

Biomethan (Bio-CNG, Compressed Natural 

Gas) als Kraftstoff energiebasiert zwar nur 0,4 Prozent. 

Mit knapp 1.000 Erdgastankstellen und 100.000 Erdgasfahrzeugen 

verfügt Deutschland im europäischen 

18


Aktuelles 

Fotos: Carmen Rudolph 

Benjamin Berg, Cryo Pur: 

„Unsere Aggregate erzeugen aus Biogas den 

Kraftstoff Bio-LNG und gleichzeitig flüssiges 

CO 2 

. Sie sind für Anlagen mit einer Kapazität 

von 200 bis 2.000 Nm³/h einsetzbar.“ 

Jaqueline Daniel-Gromke, DBFZ: 

„Ziel unseres Forschungsprojektes ist, Optionen 

aufzuzeigen, wie Biogas-Bestandsanlagen 

bis 2030 ökonomisch und ökologisch 

sinnvoll weiterbetrieben werden können.“ 

Prof. Dr.-Ing. Frank Scholwin, Institut für 

Biogas, Kreislaufwirtschaft & Energie: 

„Die stärkere Berücksichtigung des 

Klimagas-Minderungspotenzials bei der 

Biokraftstoffquote ab 2020 verbessert die 

Marktchancen für Bio-CNG und Bio-LNG.“ 

Vergleich jedoch über eine relativ gute Basis für einen 

Ausbau klimafreundlicher Mobilität“, schätzte er ein. 

Als Treiber könnten sich hier die stärkere Berücksichtigung 

des Klimagas-Minderungspotenzials bei der Festlegung 

der Treibhausgasminderungsquote im Bereich 

Mobilität ab 2020 sowie die Diskussion um Dieselgate 

und Feinstaubbelastung erweisen. Schließlich senke 

Erd- oder Biogas als Kraftstoff die Feinstaubemission 

gegenüber einem bereits relativ sauberen Euro-VI-Dieselmotor 

um 90 Prozent und den Stickoxidausstoß um 

70 Prozent. 

Neben Bio-CNG, das eine 200 bis 300 Mal höhere 

Energiedichte als Biomethan besitzt, wachse die Bedeutung 

von Bio-LNG (Liquified Natural Gas), also 

verflüssigtem Biomethan. Wegen seiner gegenüber 

Bio-CNG nochmals gut 2 bis 2,5 Mal höheren Energiedichte 

ermöglicht es größere Reichweiten im Lkw- 

Verkehr. Mit den „LNG Blue Corridors“ (http://lngbc. 

eu/) gibt es dazu ein spezielles EU-Projekt. Ziel ist, die 

Haupttransitlinie durch Europa mit LNG-Tankstellen 

auszustatten. Das Transitland Österreich hat zudem 

angekündigt, CO 2 

-, Stickoxid- und Feinstaubemissionen 

bei der Lkw-Maut zu berücksichtigen. 

Kryotanks als Speicher 

Bio-LNG bietet mehrere interessante Verwendungsmöglichkeiten. 

So besteht die Option, es in sogenannten 

Kryotanks zu speichern. Dies ist zwar technisch 

relativ aufwendig. Dafür kann das Bio-LNG jedoch zu 

einem beliebigen Zeitpunkt entspannt und dann entweder 

ins Erdgasnetz eingespeist oder in einem BHKW 

verstromt werden. Es ist mit Tankwagen auch über weitere 

Strecken transportwürdig und selbst als klimaneutraler 

Kraftstoff einsetzbar. 

Praxisbeispiele gibt es bereits in Skandinavien und 

Frankreich. So transportieren die Stadtwerke Göteborg 

(Schweden) verflüssigtes Biomethan mit Tankwagen 

von einem Anlagenkomplex im 130 Kilometer entfernten 

Lidköping und speisen es nach dem Entspannen 

ins lokale Erdgasnetz. Außerdem treibt CNG kommunale 

Fahrzeuge an. In Skogn (Norwegen) ging 2017 

die bislang größte Bio-LNG-Anlage Europas in Betrieb. 

Sie verflüssigt Methangas, das bei der Vergärung von 

Fischabfällen und Klärschlämmen aus der Papierfabrikation 

entsteht. 

Aufhorchen lassen auch die Aktivitäten der französischen 

Firma Cryo Pur bei der Entwicklung und Realisierung 

kryogener Biogasaufbereitungen. Darüber 

berichtete Cryo Pur-Manager Benjamin Berg beim Biogasfachgespräch. 

Die Gründer des jungen Unternehmens 

mit Sitz in Palaiseau bei Paris kommen aus der 

Forschung und halten mehrere Patente auf dem Gebiet 

In Deutschland gibt es 

etwa 200 Biogasaufbereitungsanlagen 

mit einer 

Einspeisekapazität 

von etwa 120.000 m³ 

Biomethan pro Stunde. 

Dessen Weiterverarbeitung 

zu Kraftstoffen 

ist bei entsprechenden 

Rahmenbedingungen 

eine Option für den 

Weiterbetrieb von 

Bestandsanlagen. 

19

Aktuelles 


Die Biogasanlage der 

GraNott Gas GmbH 

im thüringischen 

Grabsleben produziert 

stündlich 1.050 Nm³ 

Biogas. Davon werden 

700 Nm³ zu Biomethan 

aufbereitet. Bei Anlagenkomplexen 

dieser 

Art und Größe könnte 

eine ergänzende Verarbeitung 

zu Bio-CNG 

oder sogar Bio-LNG 

schon in naher Zukunft 

wirtschaftlich sein. 

der kryogenen CO 2 

-Abscheidung. Das Besondere an dem 

von ihnen entwickelten Verfahren ist nach Bergs Worten 

der geringe Energieverbrauch, Flexibilität in Bezug auf 

die Durchflussmenge und die Kompaktheit der Anlage, 

die sich für Biogasmengen von 200 bis 2.000 Normkubikmeter 

pro Stunde (Nm³/h) modellieren lässt. 

Die Reinigung des Biogases als auch die anschließende 

Trennung in Methan sowie hochreines CO 2 

, beides dann 

bereits in flüssiger Form, erfolgen in einem geschlossenen 

System durch eine aufeinander abgestimmte Abfolge 

von Druckänderungen mit Differenzen bis zu 14 bar 

und Temperaturen zwischen -75 °C und -160 °C. Nach 

einer Demonstrationsanlage mit einer Kapazität von 120 

Nm³/h Biogas auf dem Gelände eines Pariser Klärwerkes 

ging vor Kurzem der erste kommerzielle Cryo Pur-Aufbereitungs- 

und Verflüssigungskomplex in Ergänzung 

zu einer landwirtschaftlichen Biogasanlage neben dem 

Milchviehstall eines Landwirts im nordirischen Greenville 

in Betrieb. Sie verarbeitet stündlich 300 Nm³ Biogas. 

Für drei weitere Projekte dieser Art in Frankreich und 

Italien erhielt die Firma Cryo Pur den Zuschlag 

Studie verdeutlicht Chancen und Risiken 

„Wegen der hohen Kosten und den fast nicht vorhandenen 

LNG-Nutzfahrzeugen in Deutschland ist der Markt 

recht überschaubar. Und so ist die Produktion von LNG 

für Betreiber von Biogasanlagen hierzulande gegenwärtig 

oft keine wirkliche Option“, sagt Scholwin. 

Doch wie sieht es mit CNG aus? Wären Bau und Betrieb 

einer Biogasanlage wirtschaftlich, die das produzierte 

Biogas direkt vor Ort als Kraftstoff anbietet? Diese Frage 

stellten sich die Vertreter der Gemeinde Neukirch 

in der Lausitz (Sachsen) und Landwirte der ortsansässigen 

Agrargemeinschaft Oberland. Beide präferierten 

solch einen innovativen Ansatz, um anfallende Reststoffe 

wie Wirtschaftsdünger aus zwei Milchviehställen 

oder Grünschnitt der Gemeinde regional zu nutzen. Sie 

beauftragten den Biogasexperten mit der Anfertigung 

einer entsprechenden Machbarkeitsanalyse. Das Sächsische 

Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft und 

Geologie unterstützte die Studie mit einer Zuwendung. 

„In einem ersten Schritt erkundeten wir dafür das lokale 

Absatzpotenzial von Biomethan als Kraftstoff“, 

erläuterte Scholwin die Herangehensweise. Im Pkw- 

Bereich erwies sich dieses als nicht ausreichend. Zwei 

ortsansässige Spediteure beziffern ihren Verbrauch 

mit 40.000 Liter Diesel pro Monat. Das entspricht 33 

Tonnen CNG. Damit wäre die Mindestauslastung einer 

CNG-Tankstelle von monatlich 15 Tonnen CNG gegeben. 

Vorausgesetzt, die Logistikunternehmen stellen 

zumindest Teile ihres Fuhrparks auf Gasantrieb um. 

Der ÖPNV fiel als Abnehmer von CNG komplett aus. 

Denn zum Erstaunen der Studienautoren werden zumindest 

in Sachsen bei Ausschreibungen der Kommunen 

zwar Hybrid- und Brennstoffzellenbusse bei der 

Förderung berücksichtigt, nicht aber solche mit Erdgasantrieb. 

Im landwirtschaftlichen Bereich könnte 

sich gemäß Analyse durch Umstellung eigener Technik 

und von Traktoren in Nachbarbetrieben je nach saisonalem 

Arbeitsanfall ein Bedarf von 2 bis 10 Tonnen 

CNG pro Monat ergeben. 

Dieser Ausgangslage setzte Scholwin unterschiedliche 

Konzepte der Produktion von Biogas mit der Aufbereitungsmöglichkeit 

von Teilströmen zu CNG gegenüber. 

In seiner Analyse begründete der Biogasexperte anhand 

detaillierter Zahlen, dass eine Biogasanlage mit 

750 kW elektrischer Leistung und zusätzlicher Produktionskapazität 

für 15 Tonnen CNG pro Monat die wirtschaftlich 

günstigste Variante darstellt. 

Standort für Vergärungsanlage, Aufbereitung und CNG- 

Tankstelle wäre laut Konzept das Gewerbegebiet der 

Gemeinde Neukirch. Dort gibt es außerdem einen potenziellen 

Großabnehmer für die erzeugte thermische 

Energie. „Der Wärmeerlös ist bei dieser erfolgversprechendsten 

Konzeptvariante das Zünglein an der Waage“, 

betonte Scholwin. Erst durch die Gewinne aus dem 

Verkauf von Strom und Wärme, die quasi eine Querfinanzierung 

der Kraftstoffbereitstellung ermöglichen, 

ist rechnerisch die Wirtschaftlichkeit gegeben. 

Um diese weiter zu verbessern, könnte im Sommer, 

wenn der Wärmebedarf geringer ist, aber die Kraftstoffnachfrage 

etwa bei Landmaschinen ansteigt, das BHKW 

heruntergefahren und ein Teil des Biogases zu Bio-CNG 

oder künftig sogar Bio-LNG aufbereitet werden. „Das 

Beispiel Cryo Pur zeigt, dass dafür bald kleine aber dennoch 

effizient arbeitende Aggregate auf dem Markt verfügbar 

sind“, sieht Scholwin realistische Perspektiven 

für die Umsetzung eines solchen Konzepts. 

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 

20


Aktuelles 

10 Jaaa!hre Biogas aus Rüben. 

Das Ende der Steinzeit. 

Ihre Anlage. Ihre Entscheidung. Ihr Substrat. 

FELICIANA KWS RZ#NT#CR#energy 

Für noch mehr Energieleistung. Sauber! 

CHARLEENA KWS RZ#CR#energy 

Die Blattgesunde für Spitzenerträge. Made in Germany! 

Ihre passende Sorte und auch die beste Beratung 

aus 10 Jaaa!hren Biogas finden Sie unter: 

www.energieruebensaatgut.de 

Beide Sorten sind auch für die Rinderfütterung geeignet.

Aktuelles 


Entleerung der Box einer 

Trockenvergärungsanlage. 

Die Durchsickerungsfähigkeit 

des Prozesshaufens bestimmt 

bei diesem Verfahren 

maßgeblich die Effizienz der 

Biogasproduktion. 

Box und Miete bestens kombiniert 

Beim Forschungsprojekt FermKomp geht es um das Zusammenspiel von Feststoffvergärung 

und nachfolgender Kompostierung mit möglichst geringen Emissionen. Die Ergebnisse 

wurden jetzt während eines Workshops vorgestellt. 


In den vergangenen Jahren erreichte Deutschland 

einen kräftigen Anstieg bei der Erfassung und Verwertung 

biologisch abbaubarer Abfälle. Lag die 

Menge 2013 noch bei etwa 12 Millionen (Mio.) 

Tonnen (t), beträgt sie gegenwärtig fast 13,6 Mio. t. 

Ursache dafür sind das Inkrafttreten gesetzlicher Regelungen 

wie der Bioabfallverordnung und die Pflicht zur 

getrennten Bioabfallsammlung aus Privathaushalten. 

Die Bioabfälle werden laut Statistischem Bundesamt 

in etwa 900 Kompostierungs- und 337 Vergärungsanlagen* 

behandelt. 

Zunehmend erfolgt die Verwertung kombiniert. Das 

heißt, dem anaeroben Prozess in einer Biogasanlage 

schließt sich noch eine aerobe Nachkompostierung der 

Gärreste an. Die dabei erzeugten qualitativ hochwertigen 

Komposte verbessern die Humusbilanz der Böden 

und ersetzen mineralische Düngemittel. Zudem genießen 

integrierte Bioabfallvergärungs- und Kompostierungsanlagen 

mit ihrer stofflichen und zugleich energetischen 

Nutzung von Abfällen eine hohe politische 

und gesellschaftliche Akzeptanz. 

Ein Problem bei dieser Verwertungsmethode sind jedoch 

die freigesetzten Klimagase. Diverse Forschungsvorhaben 

zeigten, dass in der Praxis – insbesondere 

während der Rotte der Gärprodukte mit natürlicher oder 

aktiver Belüftung – zum Teil erhebliche Emissionen 

überwiegend von Methan, aber auch von Lachgas und 

Ammoniak entstehen. Um hier gegenzusteuern, fanden 

sich Wissenschaftler und Praktiker vom Deutschen Biomasseforschungszentrum 

(DBFZ), der Großmann Ingenieur 

Consult GmbH (GICON) und dem Sachverständigenbüro 

Dr. Reinhold & Kollegen im Verbundprojekt 

FermKomp zusammen. 

Die Ergebnisse des vom Bundesministerium für Wirtschaft 

und Energie unterstützten Vorhabens stellten 

die Projektteilnehmer bei einem Side-Workshop am 

20. November während der 7. Statuskonferenz des 

Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ in 

Leipzig vor. Ausgangspunkt der wissenschaftlichen Untersuchungen 

bildete die Kombination der zweistufigen 

Trocken-Nass-Fermentation (GICON-Verfahren) mit einer 

Mietenkompostierung. Im Gegensatz zur Nass- und 

Pfropfenstromfermentation von Bioabfällen, bei denen 

für eine nachfolgende Behandlung zunächst eine Separation 

in feste und flüssige Fraktionen notwendig ist, 

sind die Gärreste aus der sogenannten Boxenvergärung 

unmittelbar für eine Kompostierung geeignet. 

Materialstruktur beeinflusst 

biologischen Abbau 

„Ziel des Projektes ist, die beiden Verfahrensstufen 

optimal aufeinander abzustimmen, um zum einen die 

Effizienz der Trockenvergärung zu erhöhen, aber ebenso, 

um die Klimagasemissionen während der Nachrotte 

zu minimieren“, erläuterte Harald Wedwitschka 

vom DBFZ. Eine herausragende Rolle spiele in diesem 

Zusammenhang die Materialstruktur der Einsatzstoffe. 

Sie müsse während der anaeroben Zersetzung der 

leicht abbaubaren organischen Stoffe sowohl eine Perkolation 

von Flüssigkeiten ermöglichen als auch die 

Durchdringung mit Luft während der aeroben Stufe. 

Andernfalls verringere sich der biologische Abbau und 

es können vor allem bei der Kompostierung erhebliche 

Treibhausgasemissionen entstehen. „Dies führt zu 

Druck auf das offene Kompostierungsverfahren bis hin 

zu Forderungen nach einer Einhausung und Fassung 

22


Aktuelles 


Bei der Mietenkompostierung von Gärprodukten können erhebliche Treibhausgasemissionen 

entstehen. Das Forschungsprojekt FermKomp untersuchte, wie 

sich dem durch ein optimales Zusammenspiel von Vergärung und Nachrotte 

entgegenwirken lässt. 

Beim GICON-Verfahren 

entsteht der größte Teil 

des Biogases nicht in 

der Box, sondern beim 

Durchströmen des mit 

Organik angereicherten 

Perkolats durch einen 

Hochleistungsreaktor 

mit Füllkörpern. 

der Abluftströme“, sagte der ebenfalls am DBFZ tätige 

Projektleiter Torsten Reinelt. Eine tatsächliche Quantifizierung 

der entweichenden Gase, etwa mittels Windtunnelmessungen, 

wie dies im Rahmen des Projekts 

erfolgte, sei jedoch sehr aufwändig. 

Um Handlungsempfehlungen für die Praxis zu entwickeln, 

wurde daher der Einsatz einer sogenannten 

Substratlanze getestet. Mit seiner selbstabdichtenden 

Lanzenspitze ermöglicht das Gerät die Entnahme von 

Gasproben in einer definierten Tiefe der Kompostmiete. 

Die Substratlanze erwies sich als geeignete Methode 

für die Schnelltests zur Gaszusammensetzung in den 

Poren des Haufwerks. 

Kein Automatismus zwischen Vergärung 

und Kompostierung 

Beim zweistufigen GICON-Verfahren erfolgt der biologische 

Abbau durch Berieselung des Prozesshaufens in der 

Box mit Flüssigkeit. Das entstehende Perkolat wird nur 

zum Teil im Kreislauf geführt, sodass sich in einem Zwischenspeicher 

Organik anreichert. Zur Methanisierung 

strömt das angereicherte Perkolat durch einen Hochleistungsreaktor 

mit Füllkörpern. Die Trennung der Methanbildung 

im Reaktor von der Hydrolyse in der Box (Perkolator) 

ermöglicht, dass die Prozesse unter den für die 

jeweiligen Mikroorganismen optimalen Bedingungen ablaufen 

und sich somit ein deutlich höherer Methangehalt 

erzielen lässt. Ein Vorteil des zweiphasigen Verfahrens ist 

außerdem die Regelbarkeit der Biogasproduktion. 

In welchem Umfang sich Organik aus dem Bioabfall 

herauslöst, wird neben Temperatur und pH-Wert insbesondere 

von der Durchsickerungsfähigkeit des Prozesshaufens 

bestimmt. Diese kann sich im Verlauf der 

Berieselung, etwa durch Verdichtung des durchfeuchteten 

Materials, verändern. Speiseabfälle neigen eher 

zu solch einer Verdichtung als Grünschnitt. „Daher 

ist es wichtig, die Zusammensetzung des Substratgemischs 

sowie die Eigenschaften der einzelnen Kompo- 

23

Aktuelles 


nenten bei Durchfeuchtung durch Tests festzustellen 

und die Umlaufmenge des Perkolats entsprechend zu 

regulieren“, riet Michael Tietze, Fachbereichsleiter 

Forschung Bioenergie bei GICON. 

Durchriesele die Flüssigkeit das Haufwerk zu schnell, 

bleibe nicht genügend Zeit für die biologischen Umsetzungsprozesse. 

Verbleibe das Perkolat zu lange im 

Substrat oder komme es sogar zum Anstauen, könne 

die organische Last so weit ansteigen, dass Versäuerung 

eintrete und die Biologie gehemmt werde. Geeignete 

Parameter für die Substratbewertung und eine dementsprechende 

Betriebsführung seien die Feuchtrohdichte 

(Lagerungsdichte) und die Permeabilität (Durchlässigkeit). 

Gegebenenfalls empfehle sich eine Konditionierung 

des Bioabfalls vor Einbringung in die Boxen. Bei 

den Versuchsreihen während des Projekts FermKomp 

habe es sich bewährt, dem in aller Regel stark heterogenen 

Bioabfall gezielt Grünschnitt beizumengen 

und beides in einem Schredder mit langsamlaufenden 

Schneidwerkzeugen zu zerkleinern, was zugleich die 

Homogenität des Einsatzmaterials verbessert. „Diese 

Maßnahme erhöhte sowohl die Stabilität der Verfahrensführung 

als auch die Effizienz des Gesamtprozesses 

spürbar“, so Tietzes Fazit. Allerdings habe man 

ebenfalls festgestellt, dass die Vorkonditionierung 

des Substrats nicht automatisch einen Vorteil für eine 

emissionsarme Kompostierung schafft. 

Torsten Reinelt (DBFZ), 

Projektleiter: 

„Emissionsmessungen an offenen Kompostmieten 

sind sehr aufwändig. Eine Alternative 

sind Schnelltests mit Substratlanzen.“ 

Dr. Jürgen Reinhold 

(Sachverständiger): 

„Durch eine angepasste Rotteprozessführung 

lassen sich Klimagasemissionen bei der aeroben 

Mietenkompostierung stark reduzieren.“ 

Rotteprozessführung ist Stellschraube für 

Emissionen 

Durch welche Einstellungen und Verfahrensweisen sich 

Klimagasemissionen aus den Rottemieten minimieren 

lassen, darüber berichtete Dr. Jürgen Reinhold während 

des Workshops. Die zum Teil hohen Emissionen 

beim Betrieb von Kompostierungsanlagen resultieren 

seiner Ansicht nach meistens aus ungenügender fachlicher 

Praxis. Mangelhafte Mietengeometrie, zu wenig 

Strukturmaterial und zu lange Umsetzintervalle führten 

zu schlechter Belüftung und ungenügender Sauerstoffversorgung. 

Aus Untersuchungen sei mittlerweile bekannt, dass die 

Methanemission, bedingt durch den Kamineffekt, mit 

der Rottetemperatur zunimmt, dass mit dem Wassergehalt 

in der Miete die Lachgasemission ansteigt und 

dass bei einer hohen Dichte des Rottegutes auch eine 

höhere Ammoniakemission zu erwarten ist. „Die Intensivrotte 

sollte daher weniger als drei Wochen andauern 

und die Rottetemperatur dabei unter 60 Grad Celsius 

bleiben“, so Reinhold, der auch Vorstandsmitglied in 

der Bundesgütegemeinschaft Kompost ist. 

GASSPEICHER FÜR FLEXIBLE STROMPRODUKTION 

Umweltfreundliche und effektive Speicherkonzepte für Biogas-, Substrat, Gülle, Si- 

Sickerwasser, Rübenmus- und Gärrestelagerung haben bei bei uns eine lange Tradition. 

Wir bieten Ihnen individuell angepasste Lösungen für jede Anforderung - - vom runden runden 

zum bis zum eckigen eckigen Biogasspeicher bis zu bis 40.000 zu 40.000 m³ Speichervolumen m³ - möglich. - möglich. 

bis 

Profitieren Sie Sie von von unserer unserer langjährigen langjährigen Erfahrung Erfahrung und und Kompetenz! Kompetenz! 

BIO 

GAS 

SPEICHER 

HOCH 

SIlO SILO 

däCHER DÄCHER 

MOBIlE MOBILE 

GAS 

SPEICHER 

Sattler 24 

Ceno TOP-TEX GmbH 

Am Sattlerstrasse Eggenkamp 1, A-7571 14 | D-48268 Rudersdorf Greven Am Eggenkamp 14, D-48268 biogas@sattler-global.com 

Greven 

biogas@sattler-global.comwww.sattler-ceno-toptex.com 

Telefon: T: +43 3382 +49 733 2571 0 969 0 

T: +49 2571 969 0


Aktuelles 

Für eine emissionsarme Mietenkompostierung rät der 

Sachverständige zum einen, vor dem Ansetzen der Miete 

mit einer Federwaage die Feuchtrohdichte zu ermitteln 

und dies bei der Festlegung von Form und Höhe 

zu berücksichtigen. Mit zunehmender Feuchtrohdichte 

müssten die Mieten also kleiner werden. Bei einer 

Feuchtrohdichte von 0,45 bis 0,50 Kilogramm (kg) 

Frischmasse (FM) pro Liter (l) kann eine Dreiecksmiete 

demzufolge mit einer Höhe von 3,30 Meter angelegt 

werden. Bei 0,55 bis 0,60 kg FM/l sollte sie nicht höher 

als 2 Meter sein. 

Zum anderen empfehle sich eine regelmäßige Kontrolle 

des Restgasgehaltes (inerter Luftstickstoff) mit der 

Substratlanze als Indikator für die Methanemissionen. 

Die Messergebnisse bestimmen dann die weitere Prozessgestaltung 

der Rotte. So sollte bei einem in 80 

Zentimeter Tiefe gemessenen Restgasgehalt in den 

Rottegutporen von 37 bis 50 Volumenprozent ein verstärktes 

Umsetzen zur Förderung der Durchlüftung des 

Rottegutes erfolgen. Bei einem Restgasgehalt unter 37 

Volumenprozent ist beim Umsetzen eine Anpassung 

der Mietenhöhe nach den genannten Maßgaben der 

Feuchtrohdichte erforderlich. 

„Der Emission klimarelevanter Gase lässt sich durch 

eine Kontrolle und entsprechende Justierung der aeroben 

Rotteprozessführung entgegenwirken. In dieser 

Hinsicht ist also durchaus eine Gleichwertigkeit von offener 

Mietenkompostierung und eingehausten Anlagen 

erreichbar“, schlussfolgerte Reinhold. 

*Nach Angaben des Statistischen Bundesamtes verfügten 

im Jahr 2015 in Deutschland insgesamt 1.392 Biogasanlagen 

(inklusive kombinierter Kompostierung und Vergärung) 

über eine Genehmigung für den Einsatz von organischen 

Abfällen. Jedoch arbeiteten im Berichtszeitraum 

nur 337 Anlagen, die wirklich Bioabfälle (ausschließlich 

Michael Tietze (GICON): 

„Für die Effizienz der Boxenvergärung ist es 

wichtig, die Umlaufmenge des Perkolats auf 

die Substrateigenschaften abzustimmen.“ 

oder anteilig) einsetzten. Nach einer Erhebung des DBFZ 

wurden Ende 2016 in knapp 90 Abfallvergärungsanlagen 

Bio- und Grünabfälle aus getrennter Sammlung (Biotonne, 

Grünschnittannahme) verarbeitet. 

Autor 






Tel. 03 43 45/26 90 40 



Harald Wedwitschka (DBFZ): 

„Ziel ist, Trockenvergärung und Nachrotte so 

zu kombinieren, dass die Effizienz insgesamt 

steigt und wenig Emissionen entstehen.“ 

+++ GE JENBACHER +++ MWM +++ MAN +++ 2G +++ TEDOM +++ SCHNELL +++ DEUTZ +++ 

BEST % PRICE 

%BEST % PRICE 

AKTION JAHRESBEVORRATUNG 

Jetzt Sonderpreise für Ihre Paketbestellung anfordern 

SONDERPREISE SICHERN » 

SCHNELL. GÜNSTIG. ZUVERLÄSSIG. 

25

BIOGAS Convention 2017 


12.–14. Dezember 2017, Nürnberg 

Seide: „Fossile Energieträger 

brauchen ein CO 2 

-Preisschild“ 

Die 27. BIOGAS Convention & Trade Fair zieht eine positive Bilanz. Über 5.000 

Teilnehmer besuchten die dreitägige Veranstaltung. Neben der weltgrößten reinen 

Biogas-Fachmesse mit 253 Ausstellern nutzten die Besucher der Convention vor 

allem das vielfältige Angebot an Vorträgen und Workshops, um sich über die neuesten 

Entwicklungen und Potenziale der Branche zu informieren. 


Besonders viel Zuspruch erhielt in diesem 

Jahr der Workshop 3: „Techniken zur Aufbereitung 

und Vermarktung von Gärprodukten“. 

„Wir spüren sehr deutlich, dass 

die Systemdienstleistungen der Biogastechnologie 

stark an Bedeutung gewinnen. Die Optimierung 

der Nährstoffkreisläufe in der Landwirtschaft, 

aber auch im Bereich der Verwendung von Bioabfällen 

nimmt dabei eine zunehmend wichtigere Rolle ein“, 

sagte der Hauptgeschäftsführer des Fachverbandes 

Biogas, Dr. Claudius da Costa Gomez, nach der Tagung. 

Auch wenn die klassischen Themen wie „EEG“ und 

„Ausschreibungen“ nach wie vor von hohem Interesse 

für die Betreiber sind, ist der Wandel in der Branche zu 

spüren. „Allein über den Stromverkauf lässt sich eine 

Biogasanlage in Zukunft nicht mehr betreiben. Die 

Themen Kreislaufwirtschaft und Diversifizierung der 

landwirtschaftlichen Produktionsprozesse gewinnen 

stark an Bedeutung“, betonte der Verbandsvertreter. 

„Die Betreiber konzentrieren sich auf Effizienzsteigerung, 

Flexibilisierung und das Nährstoffmanagement 

durch Gärprodukte“, erklärte da Costa Gomez. „Neue 

Anlagen werden unter den gegebenen Rahmenbedingungen 

in Deutschland kaum noch gebaut.“ Ohne das 

Auslandsgeschäft würde es einige deutsche Firmen 

schon nicht mehr geben, ist sich der Verbandsvertreter 

sicher. Vor allem Frankreich und Italien stehen im Fo- 

26


Jahrestagung 

Fotos: Thomas Geiger 

Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas e.V. 

kus der Unternehmen. Auch Russland und 

die Türkei haben im Vergleich zu 2015 an 

Bedeutung gewonnen. 

Dem insgesamt gestiegenen internationalen 

Interesse hat der Fachverband Biogas 

mit zahlreichen englischsprachigen Workshops 

und Panels Rechnung getragen. 

Über den Biogas-Markt auf dem Sub-Kontinent 

berichtete der Geschäftsführer des 

Indischen Biogas Verbandes IBA, Gaurav 

Kedia. Er stellte die Entwicklung und Herausforderungen 

in seiner Heimat dar. Zwischen 

dem indischen und dem deutschen 

Biogasverband besteht seit zwei Jahren 

eine Partnerschaft. 

Die Firmenvertreter zeigten sich sehr erfreut 

über die Qualität der Messegespräche. 

Zum Großteil konnten Sie die Zielgruppen 

erreichen, die sie mit dem Messeauftritt anvisiert 

hatten: Anlagenbetreiber, Landwirte, 

und Unternehmer aus der Biogasbranche. 

Mehr als 80 Prozent der ausstellenden 

Firmen erwarten im Anschluss an die BIO- 

GAS Convention ein Nachmessegeschäft. 

Insgesamt 

bewerteten die befragten 

Aussteller die wirtschaftliche 

Situation der Branche 

besser als 2015. 44 Prozent 

erwarten eine steigende oder 

stark steigende Tendenz und 

30 Prozent gleichbleibende 

Verhältnisse. 

„Dieses positive Gesamtergebnis 

sollte allerdings 

nicht über die aktuelle Situation 

der Biogasfirmen in 

Deutschland hinwegtäuschen“, bemerkte 

da Costa Gomez. „Von einer stabilen 

Lage sind wir in der Biogasbranche noch 

weit entfernt.“ Der Hauptgeschäftsführer 

fordert daher mehr politische Stabilität, 

verlässliche Rahmenbedingungen und ein 

klares Bekenntnis zum Gelingen der Energiewende 

– mit Biogas – ein. 

Horst Seide, Präsident des Fachverbandes 

Biogas e.V., beklagte am Mittwochvormittag 

in der Plenumsveranstaltung in seiner 

Rede den energiepolitischen Stillstand 

in Deutschland. Drei Monate nach der 

Bundestagwahl habe Deutschland immer 

noch keine neue Regierung. Die zügige 

Regierungsbildung sei aber wichtig, damit 

drängende energiepolitische Themen bearbeitet 

und die energiepolitischen Weichen 

in Richtung mehr Klimaschutz gestellt 

würden. 

Unzufrieden zeigte sich Seide auch mit 

dem Ausgang der ersten Ausschreibungs- 

27



Daniel Hölder, Geschäftsführer 

der C.E.T. 

Clean Energy Trading 

GmbH (CET) 

Prof. Dr. Gerald Linke, 

Vorstandsvorsitzender 

des DVGW e.V. 

runde für Biomasseanlagen für eine Anschlussförderung 

nach den ersten 20 Jahren EEG-Laufzeit. „Unser 

Strom in den Ausschreibungen ist ein anderer Strom als 

aus Wind- und Solarenergie. Denn wir haben verlässlichen 

Strom. Wir haben eine riesige Biobatterie. Wenn 

im Januar oder Februar Wind und Solar wegen der sogenannten 

Dunkelflaute nicht liefern, dann können wir 

die Biomasse in unseren Silos verstromen. Egal, ob 

Stromerzeugung in Regelenergie oder nach Fahrplan – 

wir können liefern, bedarfsgerecht“, hob Seide hervor. 

Leider werde diese Leistung heute zu schlecht monetär 

honoriert. Dann sei es kein Wunder, wenn Anlagenbetreiber 

kein Geld verdienten und sie ihre Anlagen künftig 

stilllegten. „Es ist eine der größten Sünden dieser Zeit, 

alte Kohlekraftwerke im Markt zu halten und Erneuerbare-Energien-Anlagen 

aus der Erzeugung zu drängen. 

Die Kohlekraftwerke machen uns die Preise kaputt“, 

betonte der Verbandspräsident. So langsam dämmere 

es auch den größten Skeptikern, dass Deutschland mit 

einem solchen energiewirtschaftlichen Dilemma nicht 

die Pariser Klimaziele erreicht. 

Bei den Sondierungsgesprächen zur Jamaika-Koalition 

hätten die Politiker offensichtlich gemerkt, dass es so 

nicht weitergeht, dass Kohlekraftwerke abgeschaltet 

werden müssen. „Sogar die Forderung der vergangenen 

Monate – die anfangs ziemlich weit hergeholt klang –, 

fossilen CO 2 

-Ausstoß im Strombereich zu besteuern, 

wurde in den Sondierungen diskutiert“, verdeutlichte 

Seide. Nun sei die Besteuerung nicht mehr fern. Die 

nächste Regierung müsse in dem Punkt liefern. Das 

habe dann auch Auswirkungen auf den Gebotshöchstpreis 

für Biogas in der Ausschreibung. 

Wenn weniger Kohlestrom eingespeist werde, dann 

steige der Preis für die bedarfsgerechte Stromerzeugung. 

Bei der CO 2 

-Bepreisung falle auch immer der 

Begriff „CO 2 

-Vermeidungskosten“. Dabei geht es um 

die Kosten, um eine Tonne CO 2 

einzusparen. „Uns wird 

oft vorgehalten, dass die kleinen 75-kW-Gülleanlagen 

eine zu hohe Förderung bekommen. Schauen wir aber 

genauer hin, dann stellen wir fest, dass die kleinen Anlagen 

diejenigen sind, die die geringsten Vermeidungskosten 

haben, weil sie einen negativen CO 2 

-Rucksack 

Mehr Effizienz in der Rührwerktechnik 

Rührwerke für Biogas-Anlagen 

Europaweit – seit 1990 

Kundenorientierte Entwicklungsprozesse sind die Grundlage für 

eine erfolgreiche Zusammenarbeit 

www.peters-mixer.com 

Maschinenbau Peters GmbH 

Euregiostraße 7 | 4700 Eupen 

Belgium 

Tel.: +32 (0)87 74 44 57 

info@peters-mixer.be 

Einbau unseres „Methabox Systems“ 

in Tragluftdächern 28 für 

flexible Gasspeicherung 

3 Photos from stock.adobe. 

com: ghavasi, Franco 

Nadalin, Elina Leonova 

Unsere Rührwerke sind optimal einsetzbar für anspruchsvolle Substrate 

und hohen TS-Gehalt 

Hochwertiges Material 

für eine sichere Montage

Biogas Journal | 1_2018 BIOGAS Convention 2017 

Präsidium gewählt 

Am Dienstag, den 12.12. wählten die Mitglieder des 

Fachverbandes die Vertreter für das Präsidium für 

die nächsten vier Jahre. Alter und neuer Präsident 

ist Horste Seide, Vizepräsident bleibt Hendrik Becker. 

Für den ausgeschiedenen Gottfried Gronbach 

wurde Christoph Spurk als Vertreter der Planer und 

Hersteller neu gewählt. 

Das Präsidium von links: Prof. Dr. Kilian Hartmann, 

Hendrik Becker, Holger Kübler, Horst Seide, Dr. Sarah 

Gehrig, Christoph Spurk und Josef Götz. 

vorweisen können“, klärte Seide auf. Darum hofft er, 

dass die nächste Bundesregierung im EEG 2017 eine 

sogenannte De-minimis-Regelung (Bagatellbeihilfemöglichkeit) 

nutzt und die 75-kW-Grenze aufhebt und 

stattdessen die Grenze für Gülle vergärende Anlagen 

bei 150 kW einzieht. Dann würden mehr landwirtschaftliche 

Reststoffe in den Anlagen eingesetzt. In das 

100-Tage-Programm der nächsten Bundesregierung 

gehöre diese Aufgabe auf jeden Fall hinein. 

Neben dem Thema Stromenergiewende ging Seide 

auch auf die Wärmewende ein. Er beklagte, dass die 

Erneuerbare Wärmewende stagniert und Ölheizungen 

gefördert werden. Es gebe jedoch eine Möglichkeit, die 

Erneuerbaren im Heizungskeller konkurrenzfähig zu 

machen. Aber wie sieht die aus? Seide: „Die fossilen 

Energieträger brauchen ein CO 2 

-Preisschild!“ Damit 

verlören die fossilen Energieträger ihre Wettbewerbsvorteile. 

Obwohl die Argumentation der Biogasbranche schlüssig 

und nachvollziehbar sei und die politischen Vertreter 

ihr weitgehend zustimmten, komme immer die Frage: 

Ja, aber der Mais? „Ich entgegne dann: Wir könnten 

auch Blumen oder Blühpflanzen vergären und damit 

die Biodiversität erhöhen. Es müsste nur entsprechend 

gefördert werden. Wir könnten diejenigen sein, die die 

Insekten fördern, die Bienen schützen. Biogas kann 

mehr sein als Maisanbau sowie Strom- und Wärmeerzeugung“, 

erklärte Seide abschließend. Wenn Politik 

und Biogasbranche das umsetzen, dann bekommt der 

Begriff „Flower Power“ eine ganz andere Bedeutung. 

Dass grünen Gasen die Zukunft gehört, davon ist nicht 

nur der Fachverband Biogas überzeugt. „Ja, Gas muss 

grün werden!“, sagte Prof. Dr. Gerald Linke, Vorstandsvorsitzender 

des DVGW e.V. (Deutscher Verein des Gasund 

Wasserfaches) während seines Plenum-Vortrages. 

Der Slogan „Gas kann grün“ habe das Jahr 2017 geprägt, 

insbesondere vor der Bundestagwahl und im 

Vorfeld der Jamaika-Sondierungen. „Wir haben alle 

ein Interesse daran, dass die nächste Bundesregierung 

das Thema Klimaschutz weiter vorantreibt. Dabei spielen 

die grünen Gase eine ganz entscheidende Rolle“, 

sagte Linke. 

Der DVGW arbeite zurzeit an einer Roadmap für erneuerbare 

Gase. Vor dem Hintergrund der Klimaziele und der 

angestrebten Grenze der Erderwärmung von maximal 2 

© 

Für Drücke bis 15 mbar! 

Über- & Unterdrucksicherung, auch 

als SN DRYLOCK SMART© für Ihre 

Biogasanlage lieferbar! 

Flüssigkeitslos – absolut frostsicher 

Wartungsarm – keine tägliche Kontrolle 

Stufenlos einstellbare Auslösedrücke – bis 15 mbar 

Ultrakompakt – für alle Flansche! 

Die wirtschaftlichste Lösung für Ihre Biogasanlage! 

SN Energy GmbH // Gustav-Weißkopf-Str. 5 // 27777 Ganderkesee // +49 4222 - 8058060 // info@snenergy.de // www.snenergy.de 

29



Dr.-Heinz-Schulz-Ehrenmedaille verliehen 

In diesem Jahr hat der Fachverband Biogas zwei 

herausragende Akteure der Biogasbranche mit der 

Dr.-Heinz-Schulz-Ehrenmedaille ausgezeichnet. Einer 

der beiden geehrten ist der Schweizer Dr. Arthur 

Wellinger. Er gehört von Anfang an zur deutschen 

Biogas-Community. Bei den ersten Biogastagungen 

und bei der Verbandsgründung war er eine wichtige 

Persönlichkeit. Er brachte immer viel Expertise 

mit und hat sich weltweit für die Biogasproduktion 

eingesetzt. So hat er sich auch besonders für die 

Gründung des Europäischen Biogasverbandes 

stark gemacht. 

Der zweite Geehrte ist sicherlich den meisten in der 

Biogasszene bekannt. Seine Name ist ganz wesentlich 

mit der deutschen Biogaserfolgsgeschichte 

verbunden. Die Medaille erhielt Josef Pellmeyer, der 

von 2001 bis 2013 Präsident des Verbandes war und 

heute Ehrenpräsident ist. Er bewirtschaftet einen 

landwirtschaflichen Betrieb, betreibt zwei Biogasanlagen 

– eine davon mit Gaseinspeisung – sowie 

ein Kompostwerk. Unter seiner Regie brachte er den 

jungen Verband in ruhige Fahrwasser und machte 

ihn im Laufe der Jahre zu einem wichtigen Ansprechpartner 

der Politik. 

Von links: Fachverbandspräsident Horst Seide, der geehrte Dr. Arthur Wellinger und Laudator Harm 

Grobrügge, Vizepräsident des Europäischen Biogasverbandes. 

Von links: Fachverbandspräsident Horst Seide, der geehrte Josef Pellmeyer und Laudatorin Kerstin 

Ikenmeyer vom Bayerischen Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie, die 

die Rede anstelle von Ministerialrat Dr. Rupert Schäfer hielt, der terminlich verhindert war. 


Grad Celsius stellte der Referent fest, dass 

weltweit nur noch 1.000 Gigatonnen CO 2 

ausgestoßen werden dürfen. Für Deutschland 

ergebe sich daraus ein Budget von 1,1 

Prozent oder 10 Gigatonnen. Laute das Ziel 

1,7 Grad Celsius, dann dürfe Deutschland 

nur noch 5,23 Gigatonnen emittieren, bei 

1,5 Grad Celsius sind es nur noch 2,34 bis 

2,67 Gigatonnen. Erkenntnis: Das Budget 

fällt sozusagen in sich zusammen. 

„Die Kohle in der Verstromung und die nicht 

vorhandenen CO 2 

-Vermeidungsfortschritte 

im Verkehrssektor belasten das deutsche 

Budget. Deutschland hat sein CO 2 

-Budget 

praktisch aufgebraucht. Als Gaswirtschaft 

wissen wir aber, dass wir den Klimazielen 

merklich näher kommen können“, erklärte 

Linke. Erreichbar sei dies mit einer Drei- 

Punkte-Strategie: 1. Fuel switch, 2. Content 

switch und 3. Modal switch. 

Fuel switch bedeute, sich von treibhausgasintensiven 

Energieträgern wie Kohle 

und Öl zu verabschieden und stattdessen 

Erdgas einzusetzen. Denn Erdgas sei der 

Energieträger mit den geringsten fossilen 

CO 2 

-Emissionen. „Wenn wir das machen, 

dann können wir laut Umweltbundesamt 

und Deutschem Brennstoffinstitut bis zu 

44 Prozent der CO 2 

-Emissionen einsparen. 

Dazu sollte zunächst die Braunkohleverstromung 

und danach die Steinkohleverbrennung 

aufhören“, machte Linke klar. 

Spätestens beim sogenannten Content 

switch kämen die Erneuerbaren Gase zum 

Einsatz. Denn am Ende sei auch Erdgas 

ein fossiler Energieträger. Wenn die Emissionen 

weiter gesenkt werden sollen, dann 

müsse das Emissionsprofil dieses Energieträger 

beeinflusst werden. Dazu würden 

andere Energieträger benötigt: wie zum 

Beispiel Biomethan, Syngas oder Wasserstoff. 

Linke: „Hier haben wir nach unseren 

Berechnungen ein Potenzial, den Foodprint 

von Erdgas bis 2050 um bis zu 50 Prozent 

zu senken.“ 

Im dritten strategischen Punkt, dem Modal 

switch, gehe es um die Kopplung von Strom 

und Gas. Überschüssiger, fluktuierender erneuerbarer 

Strom werde zum gasförmigen 

Energieträger und bei Lücken in der Stromversorgung 

zur Elektrizitätsbereitstellung 

verwendet. Die Kraft-Wärme-Kopplung 

(KWK) spiele dabei eine große Rolle. Es sei 

bekannt, dass sich die Residuallast durch 

KWK zu 80 Prozent decken lasse. 

Im mittelschweren und schweren Lastverkehr 

gebe es keine bessere Lösung als Gas 

30


INNOVATIVE Jahrestagung 

EINBRINGTECHNIK 

FÜR BIOGAS- UND 

RECYCLINGANLAGEN 

in Form von LNG-Kraftstoff oder Bio-LNG. 

„Mit dem Biomassepotenzial Deutschlands 

ließe sich Bio-LNG in einem Umfang 

produzieren, dass mit der Menge die Hälfte 

des deutschen Schwerlasttransportverkehrs 

bereits 2030 emissionsfrei gestellt 

werden könnte. Die Energiedrehscheibe 

Erdgasnetz muss konsequent genutzt werden“, 

warb Linke. In der strombasierten 

Gasproduktion gewinnt das Erdgasnetz 

weiter an Bedeutung. Power-to-Gas (PtG) 

ist hier das Schlagwort. Das Deutsche 

Brennstoffinstitut bearbeitet diesen Pfad 

im Rahmen der Roadmap Erneuerbare 

Gase. Projektziel ist laut Linke ein Ausbaupfad 

für Wasserstoff und Wasserstoff- 

Konzentrationen im Erdgasnetz. 

Zum einen werde untersucht, was die 

Stromseite benötigt, um Überschussstrom 

zu integrieren und daraus Stromgas herzustellen. 

Auf der anderen Seite könne aber 

auch eine Zielsetzung sein, dass einfach 

mehr grünes Gas im Erdgasnetz sein soll. 

Aus diesen Ansätzen sollte ein gesamter 

PtG-Bedarf bestimmt werden mit makroökonomischen 

Kostenansätzen. Die gesamtwirtschaftliche 

Sinnhaftigkeit müsse 

ermittelt werden. Erste Ergebnisse zeigten: 

Soll das Ziel von 80 Prozent Treibhausgasminderung 

erreicht werden, dann seien 16 

Gigawatt installierte PtG-Leistung notwendig. 

Sollen 95 Prozent Minderung erreicht 

werden, dann verdoppele sich die PtG- 

Leistung fast. 

Erdgas werde noch lange im System bleiben, 

selbst bei 60 Prozent Treibhausgasminderung 

werde Erdgas der dominante 

Energieträger sein, weil dann die Verdrängung 

gegen Kohle einsetze. Später müsse 

Erdgas durch grünes Gas ersetzt werden. 

Biomethan aus Biogas werde einen stabilen 

Sockel bilden, andere grüne Gase 

müssten wesentlich zulegen. Der Gasbedarf 

werde von heute über 800 Terawattstunden 

(TWh) auf etwa 480 TWh sinken. 

Der DVGW will die 10-Prozent-Wasserstoffgrenze 

im Erdgasnetz aufheben. Er 

hält 25 Prozent Wasserstoff im Erdgasnetz 

für machbar. Alternativ könnte Wasserstoff 

auch methanisiert werden, um einen bekannten 

Energieträger zu bekommen. Der 

DVGW hat dem Bundeswirtschaftsministerium 

Anfang Dezember vergangenen Jahres 

ein Förderprogramm vorgeschlagen, 

„mit einem Volumen von 1,1 Milliarden 

Euro“, gab Linke bekannt. Damit sollen 

NEU! 

Jetzt auch als BIG-Mix Globe! 

Der BIG-Mix im ISO Seecontainer 

für den weltweiten Einsatz. 

BIG-Mix 35 bis 210m³ 

effektiver Vorschub bei niedrigem 

Eigenstromverbrauch 

für 100% Mist und Grassilage 

mit Misch- und Aufbereitungsbereich 

komplett aus Edelstahl 

Biomischer 12 bis 80m³ 

für 100% Mist und Grassilage 

massive Edelstahlkonstruktion 

mit Misch- und Aufbereitungsbereich 

auf Wunsch komplett aus Edelstahl 

Von links: Dr. Claudius da Costa Gomez, Reiner Gansloser und Horst Seide im Gespräch während der 

Mitgliederversammlung, als Stimmzettel ausgezählt wurden. Da der Fachverband Biogas in diesem Jahr sein 

25-jähriges Bestehen feiert, befragte da Costa Gomez Gansloser und Seide zu den Anfängen ihrer Biogasaktivitäten. 

Gansloser, einer der Mitbegründer des Verbandes, erinnerte sich, dass sich eine kleine Gruppe von 

Akteuren immer bei Erich Holz auf dem Demeter-Betrieb, dem Karlshof in Aspach bei Backnang in Württemberg, 

traf. Dort wurde auch eine Biogasanlage von Aktivisten der Biogas-Bundschuh-Gruppe in Eigenregie 

gebaut. Er selber sei auch Demeter-Landwirt. „Die Ökolandwirte waren diejenigen, die begannen, sich mit der 

Biogasthematik auseinanderzusetzen“, reklamiert Gansloser. Auch Seide erinnert sich noch gut an die ersten 

Treffen zum Wissensaustausch in Weckelweiler. Das sei damals schon eine ziemlich bunte Truppe gewesen. 

Schließlich haben unter anderem auch die Kontakte zu den süddeutschen Biogas-Fans Seide später dazu 

gebracht, selbst in die Biogasproduktion einzusteigen. 

31 

KOMBI-Mix 8 und 12m³ 

speziell für Kleinbiogasanlagen 

optional mit Vertikalmischschnecke 

für unterschiedlichste Substrate 

komplett aus Edelstahl 

Konrad Pumpe GmbH 

Fon +49 2526 93290 

Mail info@pumpegmbh.de 

www.pumpegmbh.de



Franz Kustner, links, und Josef Götz, Präsidiumsmitglied des Fachverbandes Biogas e.V. Götz 

dankte Kustner während der Tagung im Namen des Fachverbandes Biogas für dessen hohes 

Engagement in der Politik sowie im Bayrischen Bauernverband für die Bioenergienutzung. 

Kustner war viele Jahre Vorsitzender des Landesfachausschusses Erneuerbare Energien im 

Bayrischen Bauernverband sowie Vorsitzender des Kreisbauernverbandes. 

PtG-Anlagen über einen Zeitraum von 10 Jahren mit 

einer jährlich installierten Leistung von 150 Megawatt 

aufgebaut werden. 

Während einige Energiewirtschaftsexperten Erneuerbare 

Gase in mittlerer Zukunft aufstreben sehen, werfen 

andere den Blick auf die nahe Zukunft und erkennen 

Einkommens-Chancen für die direkte Biogasverstromung. 

Daniel Hölder von der C.E.T. Clean Energy Trading 

GmbH – vormals Clean Energy Sourcing –, eine 

100-prozentige Tochtergesellschaft der BayWar.e. renewable 

energy GmbH, sagte: „Für die Masse der Biogasanlagen 

ist die Stromproduktion heute und in naher Zukunft 

das zentrale Thema. Und dabei geht es vor allem 

um Flexibilität in der Stromproduktion durch Biogas.“ 

Die Preise für Wind- und Solarstrom seien in den vergangenen 

Ausschreibungsrunden stark gefallen. Das 

seien die geringsten Erzeugerpreise für Neuanlagen im 

Strommarkt. Wind und PV seien die „Arbeitspferde“ 

der Strombereitstellung. Angesichts dieses Preisgefüges 

müssten Anlagenbetreiber und Direktvermarkter 

schauen, wo Platz ist für die Stromproduktion mit Biogasanlagen. 

Er machte deutlich, dass die Zukunft der 

Biogasverstromung in den Angebotstälern der Windund 

Solarstromerzeugung liege. 

Flexibilität heiße, sowohl Regelenergiemärkte als auch 

kurzfristige Strommärkte zu erschließen. Bei Letzteren 

gehe es um den eigentlichen Ausgleich zwischen Bedarf 

und Erzeugung. Die Frage ist nun, was der Strom 

im Kurzfristmarkt wert ist. „Der kurzfristige Stromhandel 

findet innerhalb Europas ganz wesentlich in 

Deutschland statt, weil der Markt hier am stärksten 

liberalisiert ist. Wir können heute Preissteigerungen 

im Day-Ahead-Markt und im Intraday-Handel sehen“, 

führte Hölder aus. 

Als Beispiel nannte er den Januar 2017, als kaum 

Wind- und Solarenergie ins Stromnetz eingespeist worden 

sind und zudem in Frankreich mehrere Atomkraftwerke 

vom Netz abgekoppelt waren. Die Situation habe 

zu steigenden Strompreisen im Kurzfristmarkt geführt. 

Hölder geht davon aus, dass solche Preissituationen 

ab 2020 viel häufiger auftreten. Er begründete dies 

damit, dass in Deutschland bis Ende 2019 5 Gigawatt 

Leistung durch Abschalten von Kohlekraftwerken aus 

dem Markt gehen. Gleichzeitig würden etwa 8 bis 10 

Gigawatt Leistung durch Wind- und PV-Anlagen in Betrieb 

genommen. 

„Der Januar 2017 ist ein Beispiel für die Strompreisentwicklung 

im Kurzfristmarkt in der nahen Zukunft 

und nicht erst in 15 oder 20 Jahren. Ab 2020 können 

wir solche Preissprünge als Alltag erwarten. Darin liegt 

BIOGASANALYSE 

GASANALYSENTECHNIK 

BIOGASANALYSENTECHNIK 

WASSERANALYSENTECHNIK 

AGRARMESSTECHNIK 

PRONOVA Analysentechnik GmbH&Co.KG 

Groninger Straße 25 I 13347 Berlin 

Tel +49 (0)30 455085-0 – Fax -90 

info@pronova.de I www.pronova.de 

FOS/TAC 2000 

automatischer Titrator zur Bestimmung 

von FOS, TAC und FOS/TAC 

SSM 6000 ECO 

SSM 6000 

der Klassiker für die Analyse 

von CH 4 

, H 2 

S, CO 2 

, H 2 

und O 2 

mit 

und ohne Gasaufbereitung 

mit proCAL für SSM 6000, 

die vollautomatische, 

prüfgaslose Kalibrierung 

32 

www.pronova.de



für Biogasanlagen eine große Chance“, blickte Hölder 

voraus. Der Kurzfristmarkt sei nicht so ein endlicher 

Markt wie der Regelenergiemarkt. Für Biogasanlagen 

sei es wichtig, heute zu flexibilisieren – und zwar so, 

dass sie in allen Strommärkten parallel unterwegs sein 

können. 

Mit den in den Jahren 2000 bis 2002 gebauten Anlagen 

fielen demnächst nach dem Ende der ersten Vergütungsperiode 

rund 500 MW aus dem ersten EEG. Das 

EEG 2017 mit seiner Systematik böte genug Volumen 

für eine doppelte Überbauung der installierten Leistung 

dieser Anlagen. Damit hätten diese Anlagenjahrgänge 

später gute Aussichten, in der richtigen Flexibilisierung 

Geld zu verdienen. 

Autor 




Tel. 0 54 09/90 69 426 


Den Mitgliederservice 

live erleben konnten die 

Tagungsteilnehmer am 

zweiten Tag 

Dosiertechnik vom Marktführer 

Wirtschaftlich | Zuverlässig | Sicher 

Rondomat 

PolyPro + Rondomat 

PolyPro + Multimix 

Für alle Substrate von 5 – 246 m 3 

Fliegl Agrartechnik GmbH | D-84453 Mühldorf | Telefon: +49 (0) 8631 307-0 | biogas@fliegl.com 

33

Politik 


Neuer Schwung im weltweiten Klimaschutz 

Rund zwei Jahre ist es nun her, dass die Weltgemeinschaft sich in Paris auf ein zu Recht als historisch 

bezeichnetes Klimaabkommen einigte. Vor gut einem Jahr erhielt diese Aufbruchstimmung allerdings mit 

der Wahl Trumps zum Präsidenten und einer damit beginnenden klimapolitischen Geisterfahrt der US- 

Regierung einen empfindlichen Dämpfer. Doch der Klimagipfel im November in Bonn und der One Planet 

Summit gut drei Wochen später in Paris haben deutlich gezeigt: Die Weltgemeinschaft geht zwar noch 

längst nicht im notwendigen Tempo voran, aber der Wille und das Engagement für eine konsequentere 

Umsetzung des Pariser Klimaabkommens wächst. Vielerorts entsteht sogar neuer Schwung. 

Von Stefan Küper 

In Bonn und insbesondere in Paris ist 

sehr klar geworden, wie wichtig das 

Zusammenspiel zwischen der Politik 

und ihren Rahmensetzungen einerseits 

und dem Verhalten von Wirtschaft und 

Investoren andererseits ist. Auf politischer 

Ebene geht es etwa um ambitionierte sowie 

verbindliche Klimaschutzziele für die 

Jahre 2030 und 2040, über die bis 2050 

Treibhausgasneutralität (Netto-Null-Emissionen) 

erreicht werden muss. 

Und es geht um die Bereitschaft, endlich 

einen tatsächlich relevanten CO 2 

-Preis einzuführen, 

der Investitionen in fossillastige 

Geschäftsfelder unrentabel macht. Der 

Kinder demonstrieren während der Bonner Klimakonferenz gegen den Klimawandel. 

Foto: Vario Images 

Über Germanwatch e.V. 

Die Umwelt- und Entwicklungsorganisation engagiert 

sich seit 1991 für globale Gerechtigkeit 

und den Erhalt der Lebensgrundlagen. Im Fokus 

der Arbeit der gemeinnützigen Organisation 

stehen die Politik und Wirtschaft des globalen 

Nordens mit ihren weltweiten Auswirkungen. 

Germanwatch engagiert sich insbesondere in 

den Bereichen Klimapolitik und -finanzierung, 

Unternehmensverantwortung, Landnutzung, 

Welternährung und Handel sowie Bildung für 

nachhaltige Entwicklung. 

Seit vielen Jahren sind Expertinnen und Experten 

der Organisation kritische Beobachter der UN- 

Klimaverhandlungen. Aber auch in der deutschen 

und europäischen Klimapolitik mischt sich Germanwatch 

immer wieder mit Initiativen und Studien 

ein. Germanwatch finanziert sich unter anderem 

über Beiträge seiner Mitglieder und Spenden: 

https://www.germanwatch.org 

Twitter: @Germanwatch 

europäische Emissionshandel hat dieses 

Ziel bisher nicht erreicht. Wenn eine entsprechende 

Reform des Emissionshandels 

2018 nicht gelingt, müssen CO 2 

-Mindestpreise 

– wie es sie zum Beispiel in Großbritannien 

bereits gibt – eingeführt werden. 

Der französische Präsident Macron hat in 

Paris Deutschland die Hand gereicht, um 

eine solche Initiative in Europa und in der 

G20 voranzubringen. 

Dies hätte direkte Auswirkungen auf die 

Wirtschaft: Es würde den Unternehmen, 

Investoren, Banken und Versicherungen 

erlauben, ihre Geschäfte viel konsequenter 

als bisher an den Zielen des Paris-Abkommens 

auszurichten. Wenn es zudem einen 

„Klima-Stresstest“ für Unternehmen gäbe, 

der prüfen würde, ob und wie sie auf diese 

Herausforderungen eingestellt sind, dann 

könnte der Finanzmarkt endlich auch eine 

positive Hebelwirkung entfalten. Vorreiter 

wie etwa der weltgrößte Versicherer AXA 

zeigen, wie das aussehen könnte: Axa kündigte 

in Paris an, keine neuen Kohle- und 

Teersandprojekte mehr zu versichern sowie 

seine Investitionen in Erneuerbare Energien 

zu verfünffachen. Auch die Weltbank 

wird ab 2019 keine Öl- und Gasförderungen 

mehr finanzieren. 

Vor dem Pariser „Finanzierungsgipfel“ 

im November war Bonn knapp zwei Wochen 

lang Welt-Klimahauptstadt. Mehr als 

25.000 Teilnehmerinnen und Teilnehmer, 

viele Staatsgäste, viele hundert Vertreter 

von Medien und Zivilgesellschaft – es war 

eine Konferenz der Superlative. Und das 

zum ersten Mal unter der Präsidentschaft 

eines vom Klimawandel besonders bedrohten 

Inselstaates: Fidschi. Gemessen an 

diesem Rahmen erscheinen die Ergebnisse 

auf den ersten Blick als weniger bedeutend. 

Auf den zweiten Blick muss man aber 

feststellen, dass im eigentlichen Arbeitsprogramm 

immerhin das erreicht wurde, 

was erreicht werden sollte – wenn auch mit 

Schwachpunkten. 

Und mindestens ebenso wichtig waren die 

politischen Signale, die Bonn gesendet 

hat: Die internationale Gemeinschaft – mit 

der bemerkenswerten Ausnahme der US- 

34


Politik 

Regierung – steht geschlossen zum Pariser Klimaabkommen. 

Es geht darum, einen gefährlichen Klimawandel 

zu vermeiden und die Erwärmung auf deutlich 

unter 2 Grad – möglichst 1,5 Grad – zu begrenzen, die 

von der globalen Klimakrise betroffenen Menschen zu 

unterstützen und die Finanzströme dementsprechend 

umzulenken. Die Weltgemeinschaft hat diese Richtung 

eingeschlagen, ist allerdings bisher noch viel zu langsam 

auf dem Weg. 

Klimaschutz: Trump ist nicht die USA 

Unzählige Kommunen, Regionen und Unternehmen 

zeigten in vielen Veranstaltungen auf, was sie bereits 

für den Klimaschutz und die Anpassung an den Klimawandel 

tun. Insbesondere Vertreter aus den USA 

machten so auch deutlich, dass heute mehr Amerikanerinnen 

und Amerikaner denn je für ernsthaften Klimaschutz 

sind und ihr Präsident in dieser Frage nicht 

für sie spricht. Wie brachte es Arnold Schwarzenegger 

später beim Gipfel in Paris auf den Punkt? Nicht die 

USA stiegen aus dem Pariser Abkommen aus, es sei nur 

Donald Trump, der aussteige. 

Eine breite Koalition aus US-Bundesstaaten, Städten 

und Unternehmen hat unter dem Slogan „We are still 

in“ sogar Pläne vorgelegt, wie sie das amerikanische 

Klimaziel auch ohne Maßnahmen auf der Bundesebene 

einhalten wollen. Und sie kann erste Erfolge vorweisen: 

Trotz Trump hat sich der Ausstieg aus der Kohle in den 

USA zuletzt beschleunigt, nicht verlangsamt. 

Beachtlich war denn auch die in Bonn vorgestellte und 

wenig später in Paris bereits erweiterte Vorreiter-Allianz 

zum Kohleausstieg von rund 30 Ländern und Regionen 

sowie vielen Konzernen. Und nicht zuletzt überraschten 

mehr als 50 große und mittelständische Unternehmen 

sowie Branchenverbände aus Deutschland, 

darunter sechs DAX-30-Konzerne, mit der Forderung 

an die nächste Bundesregierung, eine überzeugende 

Umsetzungsstrategie für den Klimaschutzplan 2050 

als Modernisierungsprogramm für Deutschland vorzulegen. 

All dies waren wichtige Signale, die weltweit die 

Dynamik zu mehr Klimaschutz befördern. 

„Regelbuch“ mit Kontrollfunktion 

soll kommen 

Im konkreten Arbeitsprogramm der Bonner Konferenz 

ging es darum, wichtige Beschlüsse beim Klimagipfel 

Ende 2018 vorzubereiten. Dort soll nämlich ein „Regelbuch“ 

zur Umsetzung des Pariser Abkommens verabschiedet 

werden. Dieses muss zum Beispiel sicherstellen, 

dass die Klimaschutz- und Finanzzusagen aller 

Staaten überprüfbar und vergleichbar sind. Zudem 

musste die Grundlage für eine regelmäßige Erhöhung 

dieser Zusagen gelegt werden. Denn derzeit würde die 

Umsetzung aller angekündigten nationalen Klimaschutzziele 

die Erderwärmung auf bestenfalls 3 Grad 

begrenzen – noch deutlich zu viel zur Abwendung eines 

hochgefährlichen Klimawandels. Dazu gab es in der 

Foto: fotofinder/ © Lauter/teamwork 

Premierminister Frank Bainimarama (Fidschi) spricht bei der Eröffnung des US Climate 

Centers während der UN-Klimakonferenz (United Nations Framework Convention on Climate 

Change, 23nd Conference of the Parties, kurz COP 23) in Bonn. Unter dem Motto „Americas 

Pledge – We are still in“ bekräftigen US-amerikanische Politiker und Firmen ihr Festhalten 

an den Zielen des Paris Agreement. 

letzten Nacht der Klimakonferenz einen Durchbruch: 

Von 2018 bis 2020 wird es die erste Nachbesserungsrunde 

für diese Klimaziele geben. 

Enttäuschend hingegen verliefen die Verhandlungen 

zur Unterstützung der Menschen in armen Ländern, die 

schon heute von den Folgen des Klimawandels durch 

Wetterextreme oder steigenden Meeresspiegel besonders 

betroffen sind. Fortschritte gab es zwar bei einigen technischen 

Fragen, doch noch immer fehlt die Bereitschaft, 

ausreichend Gelder dafür zu mobilisieren. Da sind gerade 

reiche Industrienationen wie Deutschland gefragt. 

Was den Klimaschutz zu Hause angeht, droht der einstige 

Vorreiter Deutschland zurückzufallen. Die CO 2 

- 

Emissionen sind seit 2009 nicht mehr gesunken. Das 

Klimaziel für 2020 – 40 Prozent Emissionsminderung 

im Vergleich zu 1990 – droht krachend verfehlt zu werden 

und auch zum dringend notwendigen Kohleausstieg 

gibt es noch keine Entscheidung. 

Der Germanwatch-Vorsitzende Klaus Milke resümierte: 

„Für die politische Glaubwürdigkeit Deutschlands brauchen 

wir einen Fahrplan zum sozialverträglichen Kohleausstieg 

– beginnend mit der Abschaltung der älteren 

Hälfte der Kohlekraftwerke bis 2020 – sowie eine Wende 

in der Verkehrs- und Landwirtschaftspolitik.“ Kanzlerin 

Merkel habe sich auch bei der Klimakonferenz in Bonn 

erneut zu den Klimazielen 2020 und 2030 bekannt. 

„Den Worten müssen Taten folgen. Vor allem die gegenüber 

dem Klimawandel verletzlichsten Staaten erwarten 

die Einlösung dieses Versprechens.“ 

Autor 

Stefan Küper 

Pressesprecher 

Germanwatch e.V. 

Dr. Werner-Schuster-Haus 

Kaiserstr. 201 · 53113 Bonn 

Tel. 02 28/6 04 92-23 

E-Mail: kueper@germanwatch.org 

35

Politik 


Transformationstechnologien 

gewinnen an Bedeutung 

Die Energiewende ist ein faszinierendes Großprojekt mit einem entscheidenden Vorteil: Sie verbindet 

Klimaschutz mit Wirtschaftswachstum. Damit ist sie für alle Interessengruppen hoch interessant. Nun 

gilt es, die begonnene Modernisierung der Energiewirtschaft engagiert und erfolgreich fortzuführen. 

Von Dr. Peter Röttgen 

Damit die Vorteile stärker wirksam 

werden, muss der Ausbau 

der Erneuerbaren Energien 

erhöht, die Kohleverstromung 

beendet und das Energieversorgungssystem 

flexibilisiert werden. Entscheidend 

ist dabei, die Sektoren besser 

miteinander zu vernetzen sowie Energieerzeugung 

und Energieverbrauch besser aufeinander 

abzustimmen. Die neue Bundesregierung 

muss zügig die Weichen stellen, 

um die Energieversorgung auf die Zukunft 

auszurichten und effektiven Klimaschutz 

zu gewährleisten. 

Es ist nicht zielführend, noch länger voneinander 

isoliert organisierte Welten für 

Strom, Gas und Wärme zu haben. Über 

die Sektorenkopplung können die Wege 

optimiert werden, sodass Energie den 

technisch und ökonomisch optimalen 

Weg zum Verbrauch nimmt. Das gilt für 

industrielle Prozesse ebenso wie für den 

Verbrauch in Haushalten, in der Wärmeversorgung 

oder in der Mobilität. Heute 

stehen dem noch zahlreiche formale Barrieren 

gegenüber, sodass beispielsweise 

eine Nutzung von Erneuerbarem Strom im 

Fernwärmebereich oder die Umwandlung 

in Wasserstoff, der beispielsweise die Effizienz 

von Biogasanlagen steigern kann, 

wirtschaftlich noch nicht hinreichend attraktiv 

ist. 

Gegenwärtig verhindert vor allem das System 

aus Abgaben und Umlagen, dass Erneuerbare 

Energie in dem Umfang genutzt 

wird, wie es möglich wäre. Stattdessen gibt 

es die Kostenproblematik von Einspeisemanagement 

und Redispatch, die zu minimieren 

ist. So werden etwa die technischen 

Potenziale in der Speicherung, sei es über 

Batterien als Kurzzeitspeicher, Langzeitspeicher 

oder über die vorhandene Gasinfrastruktur, 

eingeschränkt. 

Zeitliche und örtliche 

Umwandlung sowie Speicherung 

Würden Speicher als neue vierte Säule des 

Energiesystems neben Erzeugung, Transport 

und Verbrauch eingeordnet, könnte 

dies maßgeblich dazu beitragen, dass sie 

mehr und ökonomisch sinnvoller als Flexibilitätsoption 

eingesetzt werden. Denn das 

heutige System kennt sie eigentlich nicht 

und belastet sie deshalb zumeist als Letztverbraucher 

wie einen Konsumenten. Je 

mehr Erneuerbare Energie im System ist, 

desto wichtiger wird dieses Anliegen – vor 

allem bei steigenden Energieanteilen aus 

volatilen Quellen. 

Das moderne Energiesystem sollte deshalb 

Transport nicht nur als örtliche Komponente 

kennen, sondern auch als zeitliche, also 

nicht nur Transport von A nach B, sondern 

auch von jetzt nach später. Darüber hinaus 

ist aber auch die Einengung auf den Begriff 

Speicherung nicht hilfreich, wenn man bedenkt, 

dass es vielfach auch allein um die 

Umwandlungen in andere energetische 

Nutzungsformen wie Strom in Wärme geht, 

weshalb der Begriff Transformationstechnologien 

wohl an Bedeutung gewinnen wird. 

Strom ist sicher wichtig, aber eine sogenannte 

„all electric-world“ ist technologisch 

unrealistisch, allein wenn wir bedenken, 

um wieviel Energie es geht, und wir 

uns die Frage stellen, mit welcher Speichertechnologie 

der saisonale Ausgleich 

bei großem Anteil Erneuerbarer Energie 

erfolgen soll. Die Bedeutung von Gas wird 

dabei häufig unterschätzt, wobei hier die 

Technologien sowohl zur Speicherung als 

auch zur Stromerzeugung längst in großem 

Umfang vorhanden sind. Wenn jedoch die 

vorhandene Gasinfrastruktur genutzt wird, 

ist wesentlich, dass Erdgas zunehmend 

und maßgeblich durch Erneuerbare Gase 

substituiert wird. Die Versorgungssicherheit 

kann dabei in jedem Fall schon heute 

gewährleistet werden und Biogas spielt dabei 

eine wichtige Rolle. 

Ausbaudeckel müssen weg – 

CO 2 

-Bepreisung muss kommen 

Für einen wirklich effektiven Klimaschutz 

wird schnell mehr Erneuerbare Energie 

benötigt. Deshalb muss die Deckelung des 

Ausbaus aufgehoben werden. Es ergibt keinen 

Sinn, einerseits von den Erneuerbaren 

Energien mehr Markt zu fordern und ihnen 

zugleich einen Riegel vorzuschieben. 

Welche Geschäftsmodelle sollen sich entwickeln, 

wenn sie von vornherein limitiert 

sind? Wenn also Markt, dann für alle und 

mit fairen Rahmenbedingungen, die insbesondere 

den Charakter der Emissionsfreiheit 

auch honorieren. Eine CO 2 

-Bepreisung 

ist hier der richtige Hebel. Sie ist ein marktkonformer 

Ansatz, der saubere Energieerzeugung 

finanziell honoriert. 

Mit dem europäischen Emissionshandel 

alleine kann Deutschland seine Klimaschutzziele 

nicht erreichen. Berechnungen 

des BEE zeigen, dass auch im Zeitraum 

2021 bis 2030 nicht die notwendige Emissionsreduzierung 

erreicht wird. Ein europäischer 

Mindestpreis von 20 Euro pro Tonne 

alleine würde ebenso nicht ausreichen, die 

nationalen Klimaschutzziele zu erreichen, 

weshalb die Kopplung mit einer nationalen 

CO 2 

-Steuer notwendig ist. 

In einer aktuellen Studie hat der BEE herausgearbeitet, 

dass im Stromsektor eine 

nationale CO 2 

-Bepreisung in Höhe von lediglich 

20 Euro je Tonne ausreichen würde, 

um die nationalen Klimaschutzziele 

zu erreichen. In Kombination mit einem 

europäischen Mindestpreis können Emissionsverlagerungen 

ins Ausland und ebenso 

Stromimporte nach Deutschland weitgehend 

vermieden werden. Der Strompreis 

36


Politik 

Windstrom wird zu grünem Gas 

bleibt stabil, wenn im Gegenzug die 

Stromsteuer stark abgesenkt wird, wie 

das der BEE seit langem fordert. Darüber 

hinaus steigt der Marktwert Erneuerbarer 

Energie an der Börse, die EEG- 

Umlage sinkt, Stromkunden können 

spürbar entlastet werden. 

CO 2 

-Preisschild für fossile 

Brennstoffe im Wärmebereich 

Ähnlich verhält es sich im Wärmebereich. 

Bislang gibt es im Wärmemarkt 

nicht die richtigen Anreize, moderne 

Technologien und Erneuerbare Energie 

einzusetzen, da die Kosten für 

eine Entsorgung der Emissionen in der 

Atmosphäre nach wie vor nicht beim 

Anlagenbetrieb anfallen, sondern stillschweigend 

vergesellschaftet werden. 

Die CO 2 

-Bepreisung soll eine klimafreundliche Wärmeversorgung 

auf Basis Erneuerbarer Energien belohnen, 

die damit verbundenen Steuereinnahmen jedoch rückvergütet 

werden. Das bedeutet: Wer Emissionen spart, 

verbessert sich wirtschaftlich; wer mehr emittiert, muss 

mehr bezahlen. Dabei muss der Gesetzgeber darauf 

achten, dass die Rückverteilung gerecht ist, besonders 

mit Blick auf einkommensschwächere Haushalte. 

Beispielsweise in der Schweiz wurde bereits vor Jahren 

eine CO 2 

-Bepreisung in Form einer Abgabe mit 

einem Rückerstattungsmodell erfolgreich eingeführt. 

In Deutschland würde eine Energiesteuer mit CO 2 

-Gewichtung 

schon bei relativ geringem CO 2 

-Preis von 25 

Euro je Tonne Kohlendioxid eine Lenkungswirkung und 

Vorzieheffekte zugunsten klimafreundlicherer Energieträger 

bewirken. Ergänzend steht es der Politik offen, 

mit weiteren sozialpolitischen Maßnahmen das Rückverteilungsmodell 

zu modifizieren. 

Laufzeitbudget für Kohlekraftwerke 

Es gibt auch Widerstände gegen marktwirtschaftliche 

Lösungsansätze wie die CO 2 

-Bepreisung, wobei es an 

alternativen Vorschlägen mangelt. Zudem erscheint 

eine Kombination mit ordnungsrechtlichen Ansätzen 

nötig, um die Pariser Klimaschutzziele – und damit die 

Begrenzung der Erderwärmung auf deutlich unter 2 

Grad – tatsächlich einzuhalten. Dies betrifft insbesondere 

den Kohleausstieg. Denn grundsätzlich sind auch 

hier zumindest marktorientierte Lösungen denkbar, die 

auch die Versorgungssicherheit gewährleisten. Dafür 

bietet sich ein Modell an, bei dem den Kohlekraftwerken 

ein jährliches Budget an Volllaststunden der jährlichen 

Stromerzeugung zugewiesen wird. Diese wären 

dann noch am Netz, würden aber nicht mehr durchgängig 

Strom erzeugen. 

Dies hätte eine Reihe von Vorteilen: Die Klimaschutzziele 

könnten passgenau erreicht werden. Die Versorgungssicherheit 

wäre sichergestellt, da die (meisten) 

Kraftwerke weiterhin in Zeiten hohen Stromverbrauchs, 

wie etwa in Kältephasen oder bei niedriger Wind- und 

Solarstromerzeugung, zur Verfügung stünden beziehungsweise 

von den Betreibern bestmöglich eingesetzt 

werden könnten. 

Die Kraftwerksbetreiber würden sich an den Börsenstrompreisen 

orientieren und vor allem Strom erzeugen, 

wenn diese hoch sind. Zu Zeiten niedriger Strompreise, 

wenn die Erneuerbaren Energien günstig Strom erzeugen, 

würden sie weitgehend oder ganz runtergefahren 

werden. Grundsätzlich könnte durch eine – gewisse – 

Handelbarkeit von Volllaststunden auch den Marktteilnehmern 

überlassen werden, ob sie einige Kohlekraftwerke 

ganz abschalteten, weil sich ein Betrieb mit verringerten 

Volllastunden bei konkreten Kraftwerken nicht 

rechnen würde. Das wäre dann ein Marktmodell. 

Die höhere Flexibilität im System würde sich unter anderem 

durch niedrigere Redispatch- und Abregelungskosten 

für Erneuerbare Energien für die Stromkunden 

positiv auswirken. Gleichzeitig ist natürlich die soziale 

Frage aufzunehmen. Das heißt, es ist sicherzustellen, 

dass über ein Transformationsprogramm die Zukunft 

der betroffenen Arbeitnehmerinnen und Arbeitnehmer 

sichergestellt ist. Dabei sollte auch bedacht werden, 

dass die weltweite innovative Entwicklung sicher von 

niemandem aufgehalten werden kann und Arbeitsplätze 

in der deutschen Kohleverstromung in jedem Fall das 

Problem der Zukunftsfähigkeit haben. 

Autor 

Dr. Peter Röttgen 

Geschäftsführer 

Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. 

Invalidenstraße 91 · 10115 Berlin 

Tel. 030/2 75 81 70-0 

E-Mail: info@bee-ev.de 

www.bee-ev.de 

37

praxis / Titel 


Gas: Potenzielles Medium 

für die Energiewende 

Mehr als zwölf Mal so lang wie der Äquator ist das deutsche Gasnetz. Zwar öffnet es sich 

mittlerweile den grünen Gasen, trotzdem beträgt der Anteil von Biomethan, Wasserstoff & Co. 

erst rund 1 Prozent. Ein Blick in die Röhre. 


Über 500.000 Kilometer 

lang ist das deutsche 

Gasnetz. 

38



Deutsches Erdgas-Fernleitungsnetz 

Foto: Fotolia_Sergii Ryzhkov 

39



40 Prozent des in 

Deutschland verbrauchten 

Erdgases 

kommen aus Russland. 

Erdgas bietet heute an vielen Stellen deutliche 

CO 2 

-Vorteile und könnte im Strommarkt, 

im Wärmemarkt und im Verkehr helfen, 

schnell große Potenziale zu heben. Solche 

Lösungen sollte die Politik zulassen und 

belohnen – auch und gerade weil wir das Gas künftig 

zunehmend regenerativ erzeugen können“, so Dr. Timm 

Kehler, Vorstand Zukunft Erdgas. Er setzt noch einen 

drauf: „Moderne Technologien mit Erdgas bringen uns 

heute schnell voran beim Klimaschutz. Und auch in Zukunft 

wird Gas mit seinem weit ausgebauten Netz eine 

Schlüsselrolle spielen. In einer nahezu klimaneutralen 

Volkswirtschaft wird das dann grüne Gas aus Biomasse, 

Wind- und Sonnenenergie sein. Hier muss die kommende 

Regierung Weichen stellen, um die Entwicklung 

von Märkten für grünes Gas angemessen zu fördern.“ 

Der Erdgasverbrauch liegt in den 27 Mitgliedstaaten 

der EU bei 490 Milliarden Kubikmetern und in 

Deutschland bei rund 90 Milliarden. Marktprognosen 

gehen sogar von einem Anstieg auf 550 Milliarden Kubikmeter 

bis zum Jahr 2020 aus (Deutschland: bis zu 

95 Milliarden). Woher kommt das Erdgas aber bislang? 

So kommen auf den deutschen Gasmarkt aktuell rund 

40 Prozent aus Russland, 21 Prozent aus Norwegen, 

29 Prozent aus Holland, weitere Länder stehen mit 3 

Prozent zu Buche und eben 7 Prozent kommen aus der 

einheimischen Produktion wie beispielsweise aus Förderstätten 

im Elbe-Weser Gebiet. Noch stammen 160 

Milliarden Kubikmeter aus europäischer Förderung, 

doch wird dieser Anteil bis 2020 auf 140 Milliarden 

Kubikmeter schrumpfen. 

Vor allem werde die Förderung von deutschem aber 

auch holländischem Erdgas nach Ansicht von Marktexperten 

in den nächsten Jahren noch weiter zurückgehen. 

Von daher spielen sowohl Lieferungen aus Russland 

als auch Flüssiggas zukünftig eine zentrale Rolle 

in den strategischen Überlegungen der im Gasgeschäft 

tätigen Unternehmen. 

Kontroverse um Nord Stream II 

Nicht zuletzt deshalb haben Gazprom, Wintershall, 

E.on, Gasunie und GDF Suez vor Jahren die Pipeline 

„Nord Stream“ gebaut, deren Erweiterung um einen 

weiteren Rohrstrang gegenwärtig 

in den EU-Gremien 

und den Ostsee-Anrainerstaaten 

kontrovers diskutiert 

wird. Große Marktteilnehmer 

wie die aus der E.on-Abspaltung 

hervorgegangene Uniper 

SE in Düsseldorf warnen 

indes vor einer Verhinderung 

der geplanten Nord Stream 

II, weil die europäische Eigenversorgung 

tendenziell 

sinke und auf neue Importquellen 

angewiesen sei. 

„Die Gasmärkte in Deutschland 

und Nordwesteuropa 

sind durch ein hohes Maß 

an Wettbewerbsintensität 

und Liquidität geprägt“, 

bekräftigt Dr. Nicole Karczmaryzki 

von der Uniper SE 

und wünscht sich dies für 

den ganzen Kontinent. „In 

einigen osteuropäischen 

Mitgliedstaaten sind die Vorgaben 

des 3. EU-Energiebinnenmarkt-Pakets 

allerdings 

noch nicht umgesetzt. Dies 

steht der Realisierung eines einheitlichen europäischen 

Binnenmarktes noch entgegen. Deshalb sollte 

die Politik die Umsetzung dieser Vorgaben konsequent 

vorantreiben“, fordert Dr. Karczmaryzki seitens des Aktienunternehmens, 

das unter anderem im Bereich der 

Gasspeicherung aktiv ist, sich aber auch im Segment 

der Power-to-Gas-Technologie an den Standorten Falkenhagen 

und Hamburg-Reitbrook engagiert. 

Unabhängig davon, ob Nord Stream II gebaut wird 

oder nicht: Die bereits bestehenden zwei Rohrleitungen 

erstrecken sich von der russischen Küste bis nach 

Lubmin bei Greifswald über eine Länge von 1.200 

Kilometer durch die Ostsee. Von Lubmin aus verteilt 

der Fernleitungsnetzbetreiber Gascade Gastransport 

GmbH, eine Unternehmenstochter von BASF und Gaz- 

Foto: Fotolia_Reinhard Tiburzy 

40



prom, das russische Gas über die neu gebauten Leitungen 

NEL (nach Niedersachsen) und OPAL (bis an die 

tschechische Grenze bei Brandov). 

Steigende Auslastung von NEL und OPAL 

„Die von uns durchgeleiteten Gasmengen steigen“, 

bekundet Gascade Pressesprecher George Wüstner. 

Dabei verbindet das Netz von Gascade Deutschland 

mit Polen, Tschechien, Belgien und den Niederlanden 

und ermöglicht Transporte nach Frankreich und Großbritannien. 

Im Übrigen gibt es im Gasnetz der Gascade 

auch drei Einspeisepunkte für Biogas, in die in den 

vergangenen zwei Jahren mehr als 130 Millionen Kilowattstunden 

eingespeist wurden. 

Gegenüber der Wasserstoffeinspeisung ins Netz gibt 

sich Wüstner eher bedeckt: „Das Thema erfordert 

noch umfangreiche Abstimmungen und Studien, bei 

denen die nachgelagerten Netzbetreiber, danach angeschlossenen 

Letztverbraucher und die verschiedenen 

Anlagen und Systeme berücksichtigt werden müssen.“ 

Unterdessen sieht der Deutsche Verein des Gas- und 

Wasserfaches (DVGW) eine hohe Dringlichkeit, das 

bestehende Gasnetz in bestimmten Teilbereichen an 

neue „Gas-Beschaffenheiten“ anzupassen. 

„Dies gilt auch für angeschlossene Verbraucher sowie 

industrielle Prozesse. Derzeit können 10 Prozent Wasserstoff 

ins Erdgasnetz eingespeist werden, bei Kraftstoff-Anwendungen 

aktuell 2 Prozent“, heißt es aus 

den Reihen des DVGW, der sich aktuell mit mehreren 

Forschungsprojekten befasst, die Wasserstoff-Anwendungen 

weiterzuentwickeln. Damit will der DVGW den 

Ansatz weiter voranbringen, „im Sinne einer zukünftigen 

Nutzungsstrategie der Netze generell den Wechsel 

von Gasen in der Gasinfrastruktur zu organisieren.“ 

Welches Gas die Versorgungsunternehmen entweder 

über die Spotmärkte wie an der EEX-Börse in Leipzig 

oder durch Verträge mit den Erzeugern am Ende 

ordern, ist den insgesamt 17 in Deutschland tätigen 

Fernleitungsnetzbetreibern letztlich egal. Sie fragen 

nicht nach der Herkunft, sondern werden schließlich 

nur für ihre Durchleitungs-Dienstleistung, aufmerksam 

beobachtet von der Bundesnetzagentur, vergütet. 

Dazu gehört auch das Leitungsmanagement von unterschiedlichen 

energiehaltigen Erdgasen. 

Umstellung: von L-Gas auf H-Gas 

So gibt es niederkalorische Gase, sogenannte L-Gase 

mit Methangehalten von knapp 80 Prozent, und hochkalorische 

Gase mit 95,5 Prozent Methananteil, die 

man in der Branche als H-Gase tituliert. Im Frühjahr 

2015 startete eines der größten Infrastrukturprojekte 

der deutschen Erdgasversorgung, bei der das komplette 

Gassystem von L-Gas auf H-Gas umgestellt werden 

soll. Der Grund hierfür ist, dass die Fördermengen für 

L-Gas („Low Calorific Gas“ – mit niedrigem Brennwert) 

in Deutschland und Niederlanden immer mehr abnehmen. 

Dies macht den Wechsel auf H-Gas notwendig. 

Während L-Gas bisher vorwiegend in Teilen von Hessen, 

Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland- 

Pfalz, Sachsen-Anhalt sowie in Bremen verbraucht 

wird, ist der überwiegende Teil Deutschlands bereits 

seit mehreren Jahrzehnten mit H-Gas („High calorific 

Gas“ – mit höherem Brennwert) aus Norwegen, Russland 

und Großbritannien versorgt. Die Gasumstellung 

(„Marktraumumstellung“) der betroffenen Regionen 

auf H-Gas erfolgt wie im Netzentwicklungsplan festgeschrieben 

bis zum Jahr 2030. 

Neben dem über Pipelines abgewickelten Gasimport 

aus Norwegen und Russland gewinnt der Handel und 

Transport mit LNG (Liquid Natural Gas) an Bedeutung. 

Während in Holland schon seit geraumer Zeit 

LGN anlandet, gibt es in Deutschland bis dato keine 

Häfen, die LNG annehmen, lagern und weiterleiten. 

Bisher noch nicht, denn schon im Jahr 2018 will man 

in Brunsbüttel mit dem Bau eines LNG-Terminals beginnen. 

Zu den Investoren gehört unter anderen auch 

der in Hamburg ansässige Mineralölkonzern Marquard 

& Bahls, dessen Tochterunternehmen Mabagas sich 

im Jahr 2015 aus dem deutschen Biogas-Geschäft 

zurückzog. 

Das deutsche Gasnetz ist 505.000 Kilometer – das 

entspricht einer Strecke von mehr als zwölf Mal um 

den Äquator herum – lang. Wenn nun aber durch Energieeffizienzmaßnahmen 

der Gasverbrauch im Wärmebereich 

schrumpft, dann stellt sich die brennende 

Frage, wie das weitverzweigte deutsche Gasnetz, das 

immer mehr mit den europäischen Nachbarländern 

zusammenwächst, sinnvoll genutzt werden kann? Um 

genau diese Frage zu beantworten, hat sich ein Konsortium 

aus den Firmen Mitnetz Strom, Ontras und Enso 

Netz gebildet. 

Unter dem Projekttitel „SoViel“ haben diese Unternehmen 

die BTU Cottbus-Senftenberg beauftragt, eine 

Studie anzufertigen, in der die Einsatzmöglichkeiten 

verschiedener PtX-Technologien ausgelotet werden 

sollen. Welche Optionen bietet beispielsweise die Gas- 

Mobilität, über die der Erdgas-Experte Dr. Heiko Lohmann 

nüchtern feststellt, dass „die zwar funktioniert, 

aber man politisch nicht unterstützt hat“? 

Autor 

Dierk Jensen 


Bundesstr. 76 

20144 Hamburg 

Tel. 040/88 177 776 

E-Mail: dierk.jensen@gmx.de 

www.dierkjensen.de 

41

Technische Einrichtungen 

des Erdgasspeichers 

Rüdersdorf in Brandenburg 

Foto: Rainer Weisflog 

Notwendig, aber derzeit unrentabel: 


Unternehmen bauen Erdgasspeicher-Kapazitäten ab. Dabei wird die Gasinfrastruktur 

künftig mehr denn je gebraucht. 


Deutschland hat zu viele Erdgasspeicher – 

das zumindest sind die Signale des Marktes. 

Im letzten Frühjahr stellte die Berliner 

Erdgasspeicher GmbH die Vermarktung der 

Kapazitäten ihres Speichers ein, damit der 

im Jahr 2023 außer Betrieb gehen kann. „Angesichts 

der derzeit schwierigen wirtschaftlichen Situation für 

Speicher ist ein wirtschaftlich nachhaltiger Betrieb 

nicht weiter aufrechtzuerhalten“, erklärt die Firma. 

Sie ist damit kein Einzelfall. Das Energieunternehmen 

Innogy hatte schon 2016 den Gasspeicher Kalle in 

Hoogstede in Niedersachsen stillgelegt. Mitbewerber 

Uniper vermarktet den niedersächsischen Speicher 

Krummhörn seit April 2017 nicht mehr. Diese drei 

Projekte machen alleine gut 4 Prozent der gesamten 

Speichermenge in Deutschland aus, die bislang noch 

bei gut 23 Milliarden Kubikmetern [entsprechend 233 

Terawattstunden (TWh)] liegt. 

Der Schwund ist ein deutliches Signal, dass der Speichermarkt 

aus Sicht der Betreiber durch ein Überangebot 

geprägt ist. Aus der Branche ist bereits das Wort 

„Schweinezyklus“ zu hören; es wurden in den vergangenen 

Jahren viele Kapazitäten zugebaut, sodass nun 

die Preise verfallen. Vor allem ist derzeit der Sommer- 

Winter-Spread, also die Differenz zwischen dem Preis 

der Einspeicherung im Sommer und der Ausspeicherung 

im Winter, zu gering, um den Betreibern die 

notwendigen Einnahmen zu sichern. Wo nicht einmal 

mehr die Fixkosten gedeckt werden, sind die Speicher 

dann nicht mehr zu halten. 

Keine regulativen Eingriffe vorhanden 

Das aber könnte im Netz irgendwann zu Problemen 

führen. Denn es gibt in Deutschland keine gesetzliche 

Verpflichtung und keine klare Zuweisung der Verantwortung 

für die Versorgungssicherheit mit Gas. Es herrscht 

42


Gassektor ohne strategische Reserve 

Im deutschen Gasmarkt gibt es eine solche Reserve 

nicht. Sie war immer mal wieder Thema, im Jahr 2015 

ließ das Bundeswirtschaftsministerium das Instru- 


der pure Markt, und sollte der mal nicht im 

Sinne einer sicheren Versorgung agieren, was 

Ökonomen dann schlicht „Marktversagen“ 

nennen, gibt es keine regulativen Eingriffe. 

Ansatzweise war das im Februar 2012 zu erleben, 

als es in Süddeutschland aufgrund einer 

Kältewelle und reduzierter Gasflüsse aus Russland 

zu Versorgungsengpässen kam. Auch für 

den Winter 2017/2018 befürchtet der Verband 

der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber 

(FNB) eine Versorgungslage, die „weitere 

Herausforderungen mit sich bringen“ wird. 

Es bestehe in ganz Süddeutschland nämlich 

ein „weiter zunehmender Kapazitätsbedarf“. 

Eine „nachhaltige Entspannung der Situation“ 

könne „erst mittelfristig mit Umsetzung 

der erforderlichen Netzausbaumaßnahmen 

erreicht werden“. Die Befüllung der Speicher 

in Süddeutschland müsse daher „unter Beobachtung 

bleiben“. 

Das Problem im Gasmarkt: Es kann niemand 

zuverlässig sagen, ob das jeweilige Verhalten 

der Marktakteure der Versorgungssicherheit 

gerecht wird, oder ob es ausschließlich auf 

wirtschaftlichen Gesichtspunkten beruht. Es 

habe „der letzte Winter auch gezeigt, dass 

Händler die Erdgasspeicher vorrangig zur 

Portfoliooptimierung einsetzen“, schreibt der 

FNB in seinem „Winterausblick 2017/18“. 

Ob diese wirtschaftlich getriebene Speichernutzung 

auch immer den Erfordernissen des 

Gasbedarfs eines kalten Winters entspreche, 

sei „kritisch zu hinterfragen“. 

Der Markt soll es richten 

Diskussionen, ob eine Regulierung bei den 

Gasspeichern eingeführt werden soll, kommen 

zwar immer wieder auf, bisher aber 

ohne konkrete Folgen. Während im Strommarkt 

die Stilllegung von „systemrelevanten“ 

Kraftwerken durch die Übertragungsnetzbetreiber 

und die Bundesnetzagentur möglich ist – man gesteht 

hier ein, dass der Markt die Versorgungssicherheit nicht 

zur Zufriedenheit gewährleistet –, geht man im Gasspeichersektor 

bislang davon aus, dass der Markt zur 

Genüge funktioniert. 

Immerhin waren die deutschen Speicher zu Beginn 

dieses Winters gut gefüllt. Die Daten sind auch transparent; 

das Energiewirtschaftsgesetz verlangt einen 

diskriminierungsfreien Zugang zu Speicherdienstleistungen, 

zugleich sind die Speicherbetreiber verpflichtet, 

ihre Speichertarife und -kapazitäten offenzulegen. 

„Insgesamt liegen die deutschen Speicherfüllstände 

in der Größenordnung des Vorjahres und damit auf einem 

guten Niveau“, betonten zu Beginn der Heizperiode 

die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Mit 194 

Terawattstunden waren die Speicher im Inland Ende 

November zu 83 Prozent befüllt, wie beim Gasspeicherverband 

Gas Infrastructure Europe nachzulesen 

ist. Der Wert sinkt in diesen Wintertagen im Schnitt 

um etwa einen halben Prozentpunkt pro Tag. In Europa 

lag der Befüllungsgrad Ende November im Mittel bei 

80 Prozent. 

Neben Fragen einer Regulierung der Gasspeicherung 

wird auch eine Strategische Reserve immer wieder 

diskutiert, ein Instrument, das es im Ölmarkt gibt. 

Deutschland bunkert Ölmengen, die ausreichen sollen, 

den Bedarf im Notfall für mindestens 90 Tage decken 

zu können, eine Konsequenz aus der von Ölkrise 1973. 

43



Foto: innogy 

Untergrundspeicher Xanten mit einem Arbeitsgasvolumen von knapp 

0,2 Milliarden Kubikmetern für die konstante Erdgasversorgung der Region 

Niederrhein. Der Speicher ist an das Fernleitungsnetz der Thyssengas im 

Marktgebiet NetConnect Germany (NCG) angeschlossen und ist seit dem 

1. April 2017 Bestandteil des innEXpools. 


Deutschland verdankt seine vielen Gasspeicher der günstigen Geologie. 

Weltweit steht die Bundesrepublik mit ihren Speicher-Kapazitäten 

derzeit an vierter Stelle hinter den USA, Russland und der Ukraine. Als 

größter Speicherbetreiber in der EU – gefolgt von Italien, Frankreich und 

Österreich – verfügt Deutschland fast über ein Viertel der europäischen 

Kapazitäten. 

Hierzulande betreiben rund 20 Unternehmen an knapp 40 Standorten 47 

Untertagespeicher. Deren Fassungsvermögen beläuft sich in der Summe 

auf rund 23 Milliarden Kubikmeter Gas, was etwa einem Viertel des 

jährlichen Erdgasverbrauchs in Deutschland entspricht. Bei den Speichern 

handelt es sich einerseits um Kavernenspeicher, andererseits um 

Porenspeicher. Sie befinden sich in Tiefen zwischen 500 Metern und 2.500 

Metern unter der Erde. 

Kavernenspeicher sind künstlich erzeugte Hohlräume in unterirdischen 

Salzstöcken, die durch kontrolliertes Auflösen des Salzes mit Wasser 

(Aussolung) geschaffen werden. Sie können eine Höhe von mehreren 

100 Metern und einen Durchmesser von bis zu 80 Metern erreichen und 

werden vorwiegend zur Deckung kurzzeitiger Spitzennachfrage eingesetzt. 

Die Mitglieder des Bundesverbandes Erdgas, Erdöl und Geoenergie 

(BVEG) betreiben in Deutschland 244 Kavernen in 27 Speicheranlagen. 

Das Speichervolumen dieser Kavernen beträgt nach Zahlen des BVEG 

13,2 Milliarden Kubikmeter, was einen Anteil von 55 Prozent am genutzten 

Speichervolumen in Deutschland entspricht. 

Der Rest entfällt auf Porenspeicher. Das sind natürliche unterirdische 

Speicher, die die natürliche Porosität und Durchlässigkeit von Sandsteinschichten 

nutzen. Darin lagert sich das Erdgas ein. Das können ausgeförderte 

Erdöl- und Erdgaslagerstätten sein, aber auch Aquifere, ursprünglich 

mit Wasser gefüllte Gesteinsschichten, aus denen das Wasser durch 

Injektion von Erdgas verdrängt wird. Der Porenspeicher eignet sich aufgrund 

des großen Speichervolumens vorwiegend zur Deckung saisonaler 

Schwankungen. Die deutschen Anlagen dieses Typs haben in der Summe 

ein Arbeitsgasvolumen von 10,6 Milliarden Kubikmeter. 

Nicht nur die Geologie bestimmt die Standorte. Die Speicher befinden sich 

zudem meist in der Nähe von Verbrauchszentren und wichtigen Koppelbeziehungsweise 

Grenzübergangspunkten des deutschen Ferngasleitungssystems. 

ment in einer Studie untersuchen. Das Ergebnis war, 

dass „die Auswirkungen auf den Endkundenpreis bei 

kompletter Weitergabe und bei ansonsten gleichbleibenden 

Entgelten für den Haushaltskundenbereich je 

nach Dimensionierung zwischen 0,6 und 2,4 Prozent“ 

lägen. Offenbar war das zu viel. Die Politik verlässt sich 

daher weiterhin allein auf die Kräfte des Marktes und 

beruhigt sich damit, dass die Erdgasnachfrage bislang 

immer gedeckt werden konnte. Der Druck, die Bevorratung 

stärker zu reglementieren, ist also derzeit gering. 

Man lässt einen Markt weiterhin alleine wirken, der 

längst grenzüberschreitend stattfindet – und das kann 

kritisch werden. In Deutschland seien die geologischen 

Voraussetzungen für unterirdische Gasspeicher 

zwar besonders günstig, sagt Sebastian Bleschke, 

Geschäftsführer der Initiative Erdgasspeicher. Doch 

die wirtschaftlichen Bedingungen seien nicht in allen 

Ländern gleich. 

Um Versorgungssicherheit zu gewährleisten, haben 

einige Staaten – anders als Deutschland – eine strategische 

Gasreserve oder auch Netzreserve eingerichtet. 

Auf der einen Seite ist dies nachvollziehbar, da die 

Sicherheit der Gasversorgung jederzeit garantiert sein 

muss. Auf der anderen Seite führt dies aber zwangsläufig 

zu einer Marktverzerrung, weil Gasversorgungsunternehmen 

– anders als in Deutschland – Geld dafür 

erhalten, dass sie Verantwortung für Versorgungssicherheit 

übernehmen. 

Umlage belastet Speichernutzer 

Darüber hinaus werden Nutzer von Gasspeichern in 

Deutschland durch zwei Umlagen schwer belastet. 

Zum einen gibt es die Marktraumumstellungsumlage, 

mit der die Umstellung jener Teilnetze finanziert wird, 

in denen heute noch L-Gas (Low) fließt, die aber künftig 

H-Gas (High) durchleiten werden. Zum anderen 

existiert ein Konvertierungsentgelt, das zu bezahlen 

ist, wenn der Marktgebietsverantwortliche die richtige 

Gasqualität entsprechend der Verbrauchsanforderungen 

bereitstellt. „Diese Umlagen stellen erhebliche 

Kostenbelastungen dar, die die Konkurrenz im Ausland 

nicht zahlt“, sagt Bleschke. 

Damit schlägt eines der größten Infrastrukturprojekte 

der deutschen Erdgasversorgung, das im Mai 2015 

gestartet wurde, auf den Gasmarkt durch. Denn die L- 

Gas-Gebiete, die ein Drittel des deutschen Netzes abdecken, 

werden nach und nach auf H-Gas umgestellt. 

Das wird nötig, weil L-Gas aus Quellen in Deutschland 

und den Niederlanden stammt und weniger verfügbar 

ist. Der kontinuierliche Rückgang der L-Gas-Aufkommen 

und die daraus resultierende Ankündigung der 

Niederlande, die Lieferung von L-Gas ab 2020 zu reduzieren 

und 2030 einzustellen, lässt Deutschland keine 

andere Wahl. L-Gas wird heute vorwiegend in Teilen 

von Hessen, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, 

Rheinland-Pfalz, Sachsen-Anhalt sowie in Bremen 

verbraucht. Der überwiegende Teil Deutschlands wird 

44



bereits seit mehreren Jahrzehnten mit H-Gas aus Norwegen, 

Russland und Großbritannien versorgt. 

Erdgas wird als letzter fossiler Energieträger 

ausscheiden 

Kritiker wenden mitunter ein, der Ausbau der Erdgasinfrastruktur 

zementiere die fossile Energieversorgung. Dabei 

ist aber zu beachten, dass das Erdgas unter den fossilen 

Energieträgern am CO 2 

-ärmsten verbrennt und damit 

auch noch Teil des Energiemixes sein wird, wenn Kohle 

und Öl aus Klimaschutzgründen keine Rolle mehr spielen. 

Erdgas hat an den deutschen Gesamt-CO 2 

-Emissionen 

heute einen Anteil von 20 Prozent. Geht man davon 

aus, dass aus Gründen des Klimaschutzes zuerst alle anderen 

fossilen Energien komplett ausgemustert werden, 

dann kommt das Erdgas logischerweise erst an die Reihe, 

wenn minus 80 Prozent schon erreicht sind. Das soll um 

2050 der Fall sein. Bis dahin wird das Gasnetz also noch 

gebraucht. 

Hinzu kommt, dass das Gasnetz in Zukunft auch die Speicherung 

und Verteilung von grünem Gas übernehmen 

kann. Unter dem Motto „Gas kann grün!“ publizierten im 

August zehn Verbände und Vereinigungen der deutschen 

Erd- und Biogaswirtschaft sowie der Heizungsindustrie 

ein gemeinsames Papier. Darin betonen sie, dass die gewünschte 

CO 2 

-Reduzierung mittels Sektorkopplung sich 

nur deshalb erreichen lasse, „weil wir in Deutschland bereits 

über eine sehr gut entwickelte und breit akzeptierte 

Gasinfrastruktur verfügen“. Damit ließen sich „Erdgas, 

Biomethan, synthetisches Methan und in vielen Bereichen 

auch synthetischer Wasserstoff transportieren und 

speichern“. 

Die Verbände betonen: „Die Kopplung von Strom- und 

Gasinfrastrukturen und damit die umfassende Nutzung 

von Strom aus Wind und Sonne sowohl in Strom- als auch 

in Gasanwendungen kann der Energiewende in Deutschland 

neuen Schub verleihen.“ Denn im Zuge der Sektorenkopplung 

werden Strom- und Erdgasnetze zunehmend 

als Gesamtsystem betrachtet werden müssen. 

Während über Stromspeicher viel diskutiert wird, geht allzu 

oft unter, dass Deutschland mit den Gasspeichern bereits 

heute ausreichend Energiespeicher hat, um auch die 

viel diskutierte „Dunkelflaute“ – also Windstille bei Nacht 

oder an sonnenarmen Tagen – zu überbrücken. Dazu noch 

eine Zahl: Die 233 Terawattstunden an speicherbarem 

Gas würden beim Einsatz in hocheffizienten Gaskraftwerken 

(Wirkungsgrad 60 Prozent) rund 140 Terawattstunden 

Strom ergeben. Das ist genug, um das Land drei 

Monate lang mit Elektrizität voll zu versorgen. 

Jobvielfalt Biogas 

Deine Karriere bei ÖKOBIT 

Für unseren Standort in Föhren bei Trier 

suchen wir zum nächstmöglichen Zeitpunkt: 

• Referent Genehmigungsverfahren (m/w) 

• Bauleiter (m/w) 

• Planungsingenieur (m/w) 

• Monteure für den Bau von Biogasanlagen (m/w) 

• Leitmonteure für den Bau von Biogasanlagen (m/w) 

• Servicetechniker Anlagentechnik (m/w) 

• Servicetechniker BHKW (m/w) 

• Baustellenleiter Servicetechnik (m/w) 

Für unseren Standort in Boppard suchen wir 

zum nächstmöglichen Zeitpunkt: 

• Anlagenfahrer (m/w) 

• Betriebselektriker (m/w) 

Ausführliche Informationen zu den genannten Stellenanzeigen 

findest du auf unserer Karriereseite: 

www.oekobit-biogas.com/karriere 

Autor 

Bernward Janzing 


Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg 

Tel. 07 61/202 23 53 

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

Wir freuen uns auf deine Bewerbung, bevorzugt per E-Mail an 

karriere@oekobit-biogas.com 

45



Der internationale Biomethan- 

Handel in Europa steckt noch in 

den Kinderschuhen. Erste Mengen 

werden zwischen Deutschland 

und der Schweiz sowie zwischen 

Deutschland und Schweden 

gehandelt. 

Europäische 

Biomethanstrategie 

notwendig 

Foto: Fotolia_JonasGinter 

In Deutschland speisen rund 200 Biogasanlagen Biomethan in Erdgasqualität in das 

Erdgasnetz ein. Pro Jahr sind das rund 950 Millionen Kubikmeter, was 1 Prozent des 

deutschen Erdgasverbrauchs oder 12 Prozent der deutschen Erdgasförderung entspricht. 

Dieses Gas wird bislang hauptsächlich in Deutschland verbraucht. Die spannende Frage 

lautet: Können grüne Gase wie Biomethan auch international gehandelt werden? 


Ja, das ist heute schon möglich, aber es gibt 

noch erheblichen Optimierungsbedarf für den 

Handel“, sagt Sandra Rostek, Leiterin des 

Hauptstadtbüros Bioenergie des Fachverbandes 

Biogas e.V. in Berlin. Zurzeit werde das 

deutsche Biomethan überwiegend verstromt. Kleinere 

Mengen würden als Kraftstoff genutzt – entweder als 

Reinkraftstoff oder als Beimischung zum Erdgas – oder 

sie würden in Gasthermen als Mischungspartner im 

Erdgas zur Wärmegewinnung verfeuert. 

„Wir haben schon länger die gefestigte Erkenntnis, dass 

kaum ein Energieträger so gut für das internationale 

Geschäft geeignet ist wie Biomethan. Darüber hinaus 

findet in vielen europäischen Ländern eine Trendwende 

statt in der Weise, dass nationales Autarkiedenken im 

Zusammenhang mit der Energieversorgung abnimmt. 

Es gibt große Chancen für Biomethan, international 

gehandelt zu werden, weil es viele Länder mit einem 

großen Bedarf gibt“, erklärt Rostek. 

Sie verweist beispielweise auf die Niederlande, die 

eine ambitionierte Treibhausgasminderungsquote im 

Verkehrssektor formuliert haben. Das Land versucht 

nun, diese Quote auch mit Biomethan-Importen zu erfüllen, 

weil die eigene Produktion nicht ausreicht. Auch 

Italien sei an ausländischem Biomethan aus Klimaschutzgründen 

interessiert, weil Erdgas in der Energieversorgung 

einen hohen Stellenwert hat und dort über 

880.000 Erdgasfahrzeuge angemeldet sind. 

„Wir müssen beim Biogas über den Tellerrand des EEG 

hinausschauen. Der Fachverband Biogas ist daher 

auch für Biomethan als Kraftstoff. Er plädiert für eine 

Förderung des internationalen Biomethanhandels“, 

betont Rostek. Etliche Länder in Europa hätten ein großes 

Reststoffpotenzial, das über die Biogasproduktion 

erschlossen werden könnte. Das Land könne aber bedarfsmäßig 

die potenziellen Biomethanmengen nicht 

verbrauchen. Daher sei es klug, diese Energiemengen 

zu exportieren. Und umgekehrt könnten heimische 

Marktakteure dann eben in anderen Ländern Absatzmärkte 

erschließen, die hierzulande allzu schleppend 

aufwachsen. 

Positiv ist laut Rostek, dass die EU-Kommission den 

internationalen Handel von Biomethan grundsätzlich 

befürwortet. Sie beklagt aber auch, dass sich das 

Bundesumweltministerium in Berlin zu diesem Thema 

bisher sehr bedeckt hält. Warum soll Biomethan 

nicht international gehandelt werden können, wo doch 

Bioethanol und Biodiesel und die für die Produktion 

notwendigen Rohstoffe über Ländergrenzen hinweg 

verkauft werden? Vorhandene Massenbilanzierungssysteme 

für Biomethan sind praxiserprobt und dürften 

kein Hemmnis darstellen. 

Hinderlich dagegen ist, dass derjenige, der Biomethan 

liefern will – zum Beispiel aus den Niederlanden nach 

Deutschland oder umgekehrt –, in den Biogasregistern 

beider Länder angemeldet sein muss und die standar- 

46



disierte internationale Verbindung 

derzeit noch fehlt. In Deutschland 

bietet die Deutsche Energie- 

Agentur (dena) die Plattform für 

das Register. Das Biogasregister 

Deutschland ist eine Plattform zur 

standardisierten und einfachen 

Dokumentation von Nachweisen 

über Biogasmengen und -qualitäten 

im Erdgasnetz. Es ist ein System, mit dem Biomethan 

von der Produktion bis zum Verbrauch zertifiziert 

und nachverfolgt werden kann. Es richtet sich an 

Produzenten, Händler und Verbraucher von aufbereitetem 

und in das Erdgasnetz eingespeistem Biomethan. 

Lästige Kapazitätsbuchungen 

an Ländergrenzen 

Ein weiteres Problem ist, dass aufgrund mangelnder 

Klarheit in den Regularien bisweilen an den Ländergrenzen 

Kapazitäten für den Biomethantransport gebucht 

werden müssen – obwohl das Gas nicht physisch, 

sondern nur virtuell im anderen Land verbraucht wird. 

„Will jemand von Deutschland nach Italien durch Österreich 

Biomethan liefern, dann muss er womöglich in 

Österreich eine Gebühr für die Durchleitung bezahlen“, 

ärgert sich Rostek. 

Um den europäischen Biomethanhandel zu vereinfachen, 

haben verschiedene Akteure, zu denen auch 

der Fachverband Biogas e.V. und die European Biogas 

Association zählen, das ERGaR-Projekt ins Leben gerufen 

(nähere Infos unter www.ergar.org). ERGaR soll eine 

europäische Plattform sein und die nationalen Biogasregister 

ergänzen und verbinden. ERGaR wird den 

Nachweis der sicheren Vermarktung bieten und eigene 

Qualitätsstandards schaffen. Es ist ein übergeordnetes 

Zertifizierungssystem, keine Handelsplattform. Seit 

2014 wird die Plattform konzipiert. 

Mittlerweile sind die Abläufe und Prozesse komplett 

durchdacht und praxistauglich. Am 15. Dezember 

2017 nun wurde ERGaR bei der EU-Kommission eingereicht 

mit dem Ziel, dass es durch die Kommission 

als internationales Nachweissystem anerkannt wird. 

Ein weiterer wichtiger Erfolg des Projekts ist, dass die 

Kommission im Entwurf der neuen RED II-Richtlinie 

erstmals die Empfehlung der Marktakteure aufgreift, 

das gesamte europäische Gasnetz als ein zusammenhängendes 

Massenbilanzsystem zu begreifen. Auch 

dies dürfte dazu beitragen, dass der Handel mit Biomethan 

künftig einfacher werden wird. 

Gute Marktsituation für Biomethan 

in Deutschland 

Jüngst hat auch die bmp greengas GmbH aus München 

entschieden, dass sie dem ERGaR-Projekt beitreten 

will. Das süddeutsche Unternehmen hat nach 

eigenen Angaben jährlich etwa 2,4 Terawattstunden 

Bilanzkreisvolumen Biomethan, was rund einem Viertel 

„Der Fachverband 

Biogas plädiert für 

eine Förderung des 

internationalen 

Biomethanhandels“ 

Sandra Rostek 

der in Deutschland produzierten 

Menge entspricht. Die bayrischen 

Gashandelsprofis haben das Ziel, 

mit ihrem langjährigen Know-how 

und mithilfe der durch die Übernahme 

von der Erdgas Südwest 

im Verbund mit der EnBW nochmals 

deutlich erhöhten Stabilität 

den Einsatz von Grünen Gasen in 

Deutschland und Europa voranzubringen und damit zur 

Erreichung der klimapolitischen Ziele beizutragen. 

Der Leiter des Einkaufs bei bmp, Johannes Klaus, sagt 

zum europäischen Biomethanhandel: „Zunächst müssen 

wir einmal feststellen, dass die Marktsituation in 

Deutschland für hier produziertes Biomethan sehr gut 

ist. Es gibt einen Handel in das europäische Ausland, 

aber dieser macht aktuell noch einen eher geringen 

Anteil am Gesamtmarkt aus. Dabei handelt 

es sich zumeist um Biomethan aus Rest- und 

Abfallstoffen, das in den aktuellen EEG-Regimen 

eine tendenziell niedrigere EEG-Förderung 

erhält. Davon werden Mengen nach Schweden 

oder in die Schweiz verkauft.“ Das sind nach 

seiner Erkenntnis die Hauptmärkte. 

Laut bmp-Vertriebsleiter Stefan Schneider finden 

von den rund 930 Millionen Normkubikmetern Biomethan, 

die in Deutschland jährlich produziert werden, 

über 80 Prozent den Weg ins EEG. Das heißt, dass diese 

Menge in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen verstromt 

und gleichzeitig die Wärme genutzt wird. Die Stromvergütung 

ist im EEG geregelt. Die restlichen 20 Prozent 

kommen in der Gasmobilität sowie in Gasthermen als 

CO 2 

-entlastende Alternative zu Erdgas zum Einsatz. 

Klaus fügt hinzu, dass es im europäischen Ausland 

auch andere Förderprogramme gibt. So gibt es zum 

Beispiel Länder wie Großbritannien mit sogenannten 

„feed-in tariff“-Systemen. Da werde das Biomethan in 

einem mit dem Deutschen nicht vergleichbaren System 

behandelt. „Der Biomethan-Produzent bekommt für 

jede Kilowattstunde, die er ins Erdgasnetz einspeist, 

einen garantierten Preis. Ausländisches Biomethan 

ist in einigen Ländern gegenüber dem inländischen 

Produkt schlechter gestellt, was den Handel mit Biomethan 

in diesen Ländern deutlich erschwert“, erklärt 

der Fachmann. 

Biomethan von Deutschland 

nach Schweden 

Als Alternative gebe es aktuell zwei wesentliche Märkte, 

die interessant seien. „Das ist zum einen der Transportsektor, 

in dem Quoten oder Tickets erlöst werden 

können. So sind zum Beispiel Biomethanmengen von 

Deutschland nach Schweden transferiert worden, weil 

die EU-Kraftstoffpolitik entsprechende Anreize zur 

Grünstellung des Kraftstoffmarktes im Gassegment 

macht. In diesem Bereich setzen die Nationalstaaten 

die EU-Vorgaben um“, ergänzt Klaus. 

Quelle: St. Galler Stadtwerke 

Die St. Galler Stadtwerke 

in der Schweiz 

bieten Erdgas mit 

5 Prozent und 20 

Prozent Biogasanteil 

sowie ein 100-Prozent- 

Biomethan-Produkt 

an. Es kommt dort als 

Heiz- und Kochgas zum 

Einsatz. 

47



Ausländische 

Handelsakteure 

suchen in Deutschland 

ausschließlich Biomethan 

aus Rest- und 

Abfallstoffen. 

Zum anderen existiere der sogenannte „voluntary 

market“, der nach Klaus‘ Angaben für Privatkunden 

interessant ist, die „Grüne Gase“ einkaufen wollen 

anstatt normales Erdgas. Die seien auch dazu bereit, 

einen höheren Preis zu bezahlen. Dieser Markt sei insbesondere 

in Schweden und in der Schweiz lebendig. 

„Wobei beide Länder sicherlich auch versuchen, selbst 

möglichst viel Biomethan zu produzieren. Allerdings 

begrenzt die jeweilige Ländergröße und jeweilige geographische 

Lage die heimische Biomethanproduktion, 

sodass gewisse Mengen importiert werden müssen“, 

erläutert Klaus. 

Schweizer importieren nennenswerte 

Mengen 

Schneider weiß zu berichten, dass Schweizer Energieversorger 

in Deutschland unterwegs sind, um einzelne 

Biomethanproduktionsanlagen direkt an sich zu binden. 

So stiegen beispielsweise Schweizer Akteure direkt 

in deutsche Biomethanprojekte ein, exportierten 

das Biomethan in den Alpenstaat und versorgten dort 

ihre Kundschaft. „Die Schweizer importieren schon 

seit etwas mehr als fünf Jahren nennenswerte Mengen“, 

so Schneider. 

Foto: Martin Bensmann 

Dass Gasmengen ins deutsche Biogasregister bei der 

dena eingestellt werden, sei nicht zwingend. Es sei auch 

möglich mit anderen Gutachten oder Zertifikaten zu 

handeln. Aber immerhin würden 80 Prozent der deutschen 

Biomethanmenge über das dena-Biogasregister 

gehandelt. Schneider: „Wenn mit anderen Gutachten 

oder Qualitätsnachweisen gehandelt wird, die den Kriterienkatalog 

genauso zusammengestellt haben, dann 

ist das kein Problem. Diese Mengen könnten ebenfalls 

bilateral verkauft werden. Die jeweiligen Register bieten 

jedoch eine Standardisierung und dadurch eine 

gewisse zusätzliche Sicherheit für den Endkunden.“ 

Klaus führt dazu ein Beispiel an: Wenn ein ausländischer 

Einkäufer eine Biomethananlage in Deutschland 

findet, die Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen produziert, 

dann kann der ausländische Partner dem deutschen 

Produzenten eine Vertragsbasis vorschlagen. Es 

gehe dann darum, wie der Nachweis und in welcher 

Ausgestaltung er von Land A in das Land B kommt. Hier 

gibt es aktuell keinen Standard, sodass Geschäfte im 

Moment noch mit vielen Unsicherheiten und gewissen 

Risiken verbunden sind. Hier empfehlt es sich, einen 

Spezialisten einzusetzen. 

Einzelgeschäfte hingen immer von den Anforderungen 

des jeweiligen Endkunden ab. Daran orientierten sich 

alle Einzelgeschäfte, die die Europäer bilateral miteinander 

vereinbaren. „Klar können wir Grünes Gas nach 

Deutschland importieren, aber wir müssen uns als 

Händler überlegen, welchen Wert es für den Endkunden 

hat“, hebt Schneider hervor. 

Uneinheitliche Förder- und 

Vergütungssysteme 

Ein großes Handelshemmnis in Europa ist nach seiner 

Darstellung, dass die Förderung und die Vergütungsleistung 

des Biomethans in allen Ländern ein Stück 

weit anders ausgestaltet sind. „Bei uns kommt die Biomethanförderung 

ja eigentlich über das EEG mit der 

Stromvergütung am Generator. Andere Länder dagegen 

bekommen zum Beispiel eine Förderung bei der Errichtung 

der Einspeiseanlage. In Österreich werden bis zu 

30 Prozent der Investitionskosten durch den Staat bereitgestellt. 

Weil die Förderprogramme in den Ländern 

verschieden sind, kann nicht einfach Biomethan von 

einem Land ins andere Land gehandelt werden“, erklärt 

Schneider. 

So könne Biomethan aus Dänemark oder Österreich 

aktuell keine deutsche EEG-Vergütung bekommen. 

Grund: Das EEG fordere, dass nur in Deutschland produziertes 

Biomethan nach EEG vergütet werden kann. 

Auch ein beispielsweise in Österreich bereits gefördertes 

Biomethan könne nicht nach Deutschland ins 

EEG-System gelangen, weil die EEG-Bedingungen eine 

Doppelförderung ausschließen. 

Darüber hinaus sei zu beachten, dass Gas mit „Grünen 

Eigenschaften“ immer nur einmal mit diesen Eigenschaften 

in einem Land vermarktet werden kann. In 

48



® 

WDV MOLLINÉ 

Messtechnik die zählt 

einem anderen Land sei das dann nicht 

mehr gewünscht. Vor allem, wenn es dort 

tatsächlich auch physisch zum Einsatz 

kommt. Transparenz und Nachweise seien 

notwendig, um die Doppelnutzung der grünen 

Eigenschaft ausschließen zu können. 

Klaus betont, dass jeder Biomethanmarkt 

seine eigenen Interessen und eigenen Preise 

hat. Er sieht es als große Herausforderung 

an, diese Fakten alle auf einen Nenner 

zu bringen. Biomethan von Produzenten, 

die bereits in den Genuss einer Förderung 

kamen, hat einen anderen Marktpreis als 

das, das komplett ohne Subventionen produziert 

wurde. 

„Für eine getrennte Vermarktung 

von Gas und biogener Eigenschaft 

ist ein wirtschaftlicher Mehrwert 

entscheidend“ 

Johannes Klaus 

Nun kann aber nicht nur Biomethan als 

Gas zusammen mit grünen Eigenschaften 

gehandelt werden. Vielmehr können die 

grünen Eigenschaften auch abgetrennt und 

separat gehandelt werden. So könnte zum 

Beispiel theoretisch ein Biomethanproduzent 

in Österreich die grünen Eigenschaften 

nach Schweden verkaufen. Der schwedische 

Einkäufer hat genug Gas, aber ihm 

fehlen die biogenen Eigenschaften. Dann 

könne es Sinn machen, das grüne Biomethan 

aus Österreich nicht physisch teuer 

nach Schweden zu liefern, sondern nur die 

biogenen Eigenschaften. 

Es muss dann jedoch sichergestellt sein, 

dass der österreichische Biomethanerzeuger 

die grünen Eigenschaften nicht noch 

ein zweites Mal verkauft. Der österreichische 

Produzent kann das Methan ohne die 

grünen Eigenschaften nur noch als Erdgas 

vermarkten. „Wenn wir Biomethan physisch 

transportieren, dann transportieren 

wir immer das Gas mit seinen grünen Eigenschaften. 

Das ist aneinandergekoppelt. 

Massenbilanziell müssen die Mengen erfasst 

werden. In Deutschland benötigen wir 

für die EEG-Nutzung sowohl das physische 

Gas als auch die grünen Eigenschaften“, 

macht Schneider aufmerksam. 

Im Kraftstoffsektor, so Klaus, ist auch beides 

aneinandergekoppelt, auch über Ländergrenzen 

hinweg. Die Abtrennung der 

grünen Eigenschaften gehe nur im freien 

Markt. „Für eine getrennte Vermarktung 

von Gas und biogener Eigenschaft ist ein 

wirtschaftlicher Mehrwert entscheidend.“ 

Seit 2016 gibt es ein Abkommen zum 

Herkunftsnachweisaustausch zwischen 

Deutschland und Österreich. Das Abkommen 

beinhaltet unter anderem, dass eine 

Schnittstelle eingerichtet wird zwischen 

dem dena-Biogasregister und dem AGCS- 

Register in Österreich. 

Dies bietet die Möglichkeit, Biomethan 

bidirektional zu handeln. Die ERGaR versucht, 

auf einer Metaebene eine Schnittstelle 

zu bilden, sodass einzelne Länder 

nicht mehr miteinander 

einzelne Vereinbarungen 

treffen müssen, 

sondern vielmehr eine 

Schnittstelle mit der 

ERGaR – welche die 

länderspezifischen Anforderungen 

versucht 

zu standardisieren – 

eingehen. 

Wie die einzelnen Grünen Gase in Zukunft 

preislich aufgestellt sein werden, können 

die bmp-greengas-Experten heute nicht 

prognostizieren. Heute seien Wasserstoff 

und Synthesegas aus Power-to-Gas-Anwendungen, 

in denen preiswerter Wind- und 

Solarstrom genutzt werden, deutlich teurer 

in der Produktion als Biomethan aus nachwachsenden 

Rohstoffen oder Abfallstoffen. 

Schneider: „Das wird gefühlt in den nächsten 

fünf Jahren allemal noch so sein. Wir gehen 

nicht davon aus, dass in den nächsten 

fünf Jahren so viele Power-to-Gas-Anlagen 

gebaut werden, die genauso viel Energie 

produzieren wie alle Biomethananlagen, 

die es heute in Deutschland gibt.“ 

bmp greengas beabsichtigt, das Geschäft 

mit neuen Grüngas-Produkten und -Dienstleistungen 

weiter auszubauen. Dazu zählt 

zum Beispiel Bio-LNG, das nach Ansicht 

des Unternehmens eine echte Alternative 

für den Mobilitätsmarkt ist und die Stickoxidbelastung 

schneller und effizienter 

reduzieren kann, als es der zeitintensivere 

Ausbau der E-Mobilität ermöglicht. 

Biomethan aus Rest- und 

Abfallstoffen ist gefragt 

Erfahrungen im internationalen Biomethanhandel 

hat auch die ARCANUM 

Energy aus Unna in Nordrhein-Westfalen 

gesammelt. Marcel Leue, Berater für den 

49 

Auszug aus unserem 

Produktsortiment 

Gaszähler 

Systemtechnik 

Wärmezähler 

Stromzähler 

INFOS ANFORDERN – Fax: 07 11 / 35 16 95 - 29 

E-Mail: info@molline.de 

www.molline.de/kontakt 

www.molline.de



Erdgas-Transportnetz 

Schweiz 

Absatzpfad Biomethan, sagt, dass der Biomethanhandel 

in Europa noch in den Kinderschuhen steckt. Er bestätigt, 

dass insbesondere Lieferungen von Deutschland 

in die Schweiz stattfinden, die auch von Arcanum abgewickelt 

werden. Darüber hinaus existiere ein gewisses 

Interesse in Großbritannien, wobei es dabei aber eher 

um Zertifikate gehe, also um die grünen Eigenschaften 

des Biomethans. 

„Einkäufer aus der Schweiz kommen auf uns zu und 

suchen Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen. NawaRo-Gas 

ist im Ausland eher problematisch und wird 

weniger gewünscht aufgrund des negativen Images von 

Energiepflanzen. Abfallgas ist zudem preislich attraktiver 

als NawaRo-Gas. Letzteres ist etwa 1 Cent pro 

Kilowattstunde teurer. Wenn wir als Makler von einem 

Schweizer Einkäufer kontaktiert werden, dann suchen 

wir für ihn das passende Biomethan zum passenden 

Preis mit der notwendigen Zertifizierung“, berichtet 

Leue. 

Für eigene Kunden, aber auch für Fremdkunden 

wird im Hause Arcanum die Massenbilanzierung 

vorgenommen. In der Regel sei es so, 

dass die gekaufte Gasmenge in Deutschland in 

einen Bilanzkreis gegeben und anschließend 

von einem Schweizer Akteur in die Schweiz 

transportiert werde. In der Schweiz bestehe 

ein bestimmtes Anreizsystem. Dabei handele 

es sich um eine CO 2 

-Abgabe, die um rund 1,4 

Cent je kWh (aktuell 84 CHF je Tonne CO 2 

) 

reduziert werde, wenn Biomethan eingesetzt 

wird. Ab dem Jahr 2018 steigt die CO 2 

-Abgabe 

auf 96 CHF je Tonne CO 2 

. Deutsches Biogas 

werde leider von der Schweiz in der CO 2 

-Besteuerung 

noch nicht anerkannt. Immer, wenn 

deutsches Biomethan per Erdgasleitungsnetz 

über die Grenze gehe, dann werde daraus per Hauptzollamt 

Erdgas. 

Quelle: VSG 

Schweizer Energieversorger bieten Erdgas- 

Biomethan-Mischprodukte an 

„Der ökologische, biogene Mehrwert des Biomethans 

wird an der Grenze sozusagen abgetrennt und gelangt 

separat in die Schweiz. Dadurch wird für deutsches 

Biomethan die volle CO 2 

-Steuer fällig. Genutzt wird 

das Gas in dem Alpenstaat hauptsächlich von den 

Energieversorgern als Beimischprodukt zum Erdgas. 

Viele Stadtwerke haben dem „klassischen“ Erdgasprodukt 

ihrer Kunden einen Anteil von 5 bis 10 Prozent 

Biomethan beigemischt. Die Kunden setzen es zur 

Wärmegewinnung ein. Die Kunden haben aber auch 

die Möglichkeit, das Mischgasprodukt abzulehnen“, 

stellt Leue dar. 

WACHSTUMS- 

MARKT 

FRANKREICH 

Nutzen Sie den Biogas-Boom 

Unser deutsch-französisches Berater-Team räumt für für Sie Sie alle alle 

Hürden beiseite. 

In akkordierter Zusammen arbeit unterstützen wir wir Sie: Sie: 

→ Gestaltung des rechtlichen Rahmens: 

von der Firmengründung bis zum Genehmigungsverfahren 

→ Erstellung von Finanzierungskonzepten 

→Beantragung von Investitionszuschüssen 

→ Verhandlungen mit französischen Banken und und Investoren 

→Bei Markteintritt und -erschließung 

→ Deutsch-französische Steuerberatung 

Ihr Ihr Kontakt zu uns: 

biogas@sterr-koelln.com 

50 

WWW.STERR-KOELLN.COM 

WWW.STERR-KOELLN.COM 

RECHTSANWÄLTE 

RECHTSANWÄLTE 

WIRTSCHAFTSPRÜFER 

WIRTSCHAFTSPRÜFER 

STEUERBERATER 

STEUERBERATER 

UNTERNEHMENSBERATER 

UNTERNEHMENSBERATER 

BERLIN 

PARIS BERLIN 

FREIBURG PARIS 

STRASBOURG 

FREIBURG 

STRASBOURG



Weil die Energieversorger so konsequent vorgingen, sei 

der Biomethanabsatz in der Schweiz auf recht hohem 

Niveau. Die grünen Eigenschaften gelangen in Form 

von Qualitätsnachweisen über die Grenze. Über den 

Weg der Massenbilanzierung könne Arcanum sicherstellen, 

dass der grüne Mehrwert den Energieversorger 

erreicht. Für den grünen Mehrwert werde auch ein Preis 

festgelegt. Leue ergänzt: „Es gibt in der Schweiz aber 

auch Kunden, die nur die grünen Eigenschaften des 

Biomethans haben wollen ohne den Gastransport.“ 

Die CO 2 

-Steuer ließe sich nur sparen, wenn eine Pipeline 

zum Beispiel von Deutschland direkt in die Schweiz 

gelegt würde, durch die nur Biogas strömt. Die grünen 

Eigenschaften, die in die Schweiz gehen, werden aus 

dem Massenbilanzsystem von Arcanum ausgebucht. 

Per Dokument belegt Arcanum, dass die Mengen aus 

dem deutschen System raus sind. Die Werte der grünen 

Eigenschaften werden an das interne System der 

Schweizer Akteure übergeben. 

Laut Leue macht jeder Marktteilnehmer im Grunde seine 

eigene Massenbilanz. Die Biogas-Clearingstelle in der 

Schweiz habe ein wachendes Auge auf das Bilanzsystem. 

„Die kontrollieren sowohl die inländisch produzierte 

Biomethanmenge als auch auf freiwilliger Basis die 

importierten Mengen“, weiß der Consultant. Hinderlich 

im Marktgeschehen sei, dass immer, wenn Biomethan 

ins Ausland gelange, es keine zentrale Stelle gebe, bei 

der Zertifikate beziehungsweise grüne Eigenschaften gebündelt 

und nach Verbrauch gelöscht werden. 

Für den physikalischen Gasfluss fallen Entgelte an, die 

von Land zu Land individuell ausgestaltet sind. In der 

Schweiz existiert zum Beispiel kein Entry-Exit-System 

wie in Deutschland, wo bei der Durchleitungsgebühr 

die Leitungslänge keine Rolle spielt. In der Schweiz 

dagegen werden die Durchleitungskosten danach bestimmt, 

wo der Gasabnehmer seinen Sitz hat und wie 

lang der Weg des Gases durch die Leitung zu ihm ist. 

Wichtiges Urteil vom Europäischen 

Gerichtshof 

Interesse an deutschem Biomethan von schwedischer 

Seite hat auch Leue festgestellt. Im Zusammenhang 

mit Schweden verweist er auf ein Urteil des Europäischen 

Gerichtshofs (EuGH) von Mitte 2017. In dem 

konkreten Fall ging es darum, dass ein Akteur aus 

Deutschland nach REDcert zertifiziertes Biomethan in 

den schwedischen Kraftstoffsektor bringen wollte. Daraufhin 

hat die schwedische Energieagentur den Import 

abgelehnt mit der Begründung, dass sie REDcert nicht 

anerkennt. 

Daraufhin wurde der Fall vor den EuGH gebracht und 

dort verhandelt. Das Urteil des Gerichtshofs besagt, 

dass ein Inlandsvorbehalt aufgrund dieser Begründung 

nicht möglich sein darf. Wenn die schwedische Energieagentur 

grundsätzlich das System einer Massenbilanzierung 

akzeptiert, dann müssen auch europaweit 

diese Systeme anerkannt werden. Wenn es jedoch einen 

Inlandsvorbehalt wie im deutschen EEG gibt, dann 

bleibt dieser Vorbehalt bestehen. Leue ist sich sicher, 

dass der Biomethanhandel Fahrt aufnehmen könnte, 

wenn Hemmnisse wie die unterschiedlichen Massenbilanzierungssysteme 

standardisiert würden. Jedes Land 

habe verschiedene Anforderungen an ein Biomethangas, 

wodurch es schwierig sei, einen Markt zu schaffen, 

der richtig harmonisch ist. 

Arcanum selbst ist aktiv, um den Biomethanhandel zu 

vereinfachen. Mit Biomethanmarkt.de hat das Unternehmen 

eine Initiative gestartet, um ursprünglich das 

Portfolio – insbesondere am Jahresende – auszugleichen 

und um automatisiert und standardisiert handeln 

Beiden wurde 

„maßgeschneidert“ 

verkauft! 

Unsere maßgeschneiderten Mikronährstoffmischungen basieren immer auf exakter 

Analyse und bedarfsindividueller Produktion. Jede einzelne Mischung. Garantiert. 

www.schaumann-bioenergy.eu · Telefon +49 4101 218-5400 

51



zu können. Produzenten und Verbraucher 

können sich auf der Plattform registrieren. 

Sie können selber ein Angebot oder ein Gesuch 

einstellen. „Wenn einer der Handelspartner 

das Gebot oder Gesuch sieht, kann 

er mit nur zwei Mausklicks das Geschäft 

bestätigen“, freut sich Leue. Dadurch ist 

der Handel dann schon zustande gekommen. 

Im Vorfeld werden Rahmenverträge 

unterzeichnet, mit denen die Akteure die 

Bedingungen akzeptieren. 

Über die Plattform ist es möglich, alle 

EEG-Produkte zu handeln. Separat lassen 

sich auch Kraftstoffgas, Bilanzkreisflexibilität 

und auch individuelle 

Biomethanqualitäten, die Produzenten 

selber definieren, handeln. Die Plattform 

ist auch in englischre Sprache verfügbar. 

Dahinter steckt die Idee der internationalen 

Markterschließung. Zurzeit sind aber 

nur Deutschland und die Schweiz auf der 

Plattform vertreten. 

dena-Analyse sieht Zukunft für 

grüne Gase 

Biomethan und anderen grünen Gasen 

misst die Deutsche Energie-Agentur (dena) 

große Bedeutung bei. In einer kürzlich veröffentlichten 

Analyse, in der die Rolle und 

der Beitrag von Biomethan im Klimaschutz 

heute und im Jahr 2050 untersucht worden 

sind, kommen die Autoren zu dem Schluss, 

dass ein erhebliches Potenzial an nachhaltig 

nutzbarer Biomasse für den Ausbau der 

Biomethanerzeugung in Deutschland – unter 

Berücksichtigung der Nahrungs- und 

Futtermittelproduktion – bereitsteht. 

Biomethan könne einen signifikanten Beitrag 

zur treibhausgasneutralen und kosteneffizienten 

Energieversorgung sowie zur 

Gewährleistung der Versorgungssicherheit 

in Deutschland leisten. Derzeit werden, so 

die Analyse, in Deutschland jährlich etwa 

96 bis 106 TWh Hs 

Biogas aus industriellen 

Rest- und Abfallstoffen, kommunalen Reststoffen, 

in geringem Maße aus Stroh, tierischen 

Exkrementen sowie Energiepflanzen 

erzeugt. Hiervon werden aktuell rund 9 

TWh Hs 

, also etwa 10 Prozent, zu Biomethan 

aufbereitet. Durch die konsequente Erschließung 

von Rest- und Abfallstoffen, 

tierischen Exkrementen und in geringem 

Maße Energiepflanzen können 71 bis 88 

TWh Hs 

zusätzliches Biogas erzeugt werden. 

Ein weiteres Biomethanpotenzial stelle die 

Umrüstung von 10 bis 20 Prozent der etwa 

9.000 bestehenden Biogasanlagen dar, 

wodurch in den kommenden Jahren etwa 

10 bis 21 TWh Hs 

Biomethan erzeugt werden 

könnten. In Summe betrage das mobilisierbare 

Biomethanpotenzial bis zu 118 

TWh Hs 

. Regularien wie die Industrieemissionsrichtlinie 

(IED) und die Verordnung 

über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden 

Stoffen (AwSV) erschweren die 

Erzeugung von Biomethan aus Abfall- und 

Reststoffen. 

Um die Biogaserzeugung der bestehenden 

9.000 Biogasanlagen zu optimieren, die 

nicht an das Gasnetz angeschlossen sind, 

müssen laut dena-Analyse die Rahmenbedingungen 

zur Biogasaufbereitung und 

-einspeisung, wie zum Beispiel das Genehmigungsrecht, 

verbessert werden. Durch 

den Einsatz von 118 TWh Hs 

Biomethan 

könnten 

ffmehr als 12 Mio. Pkw (durchschnittliche 

Fahrleistung: 14.000 km/a, durchschnittlicher 

Verbrauch: umgerechnet 

5 kg/100 km) betrieben werden oder 

ff185.000 Lkw (durchschnittliche 

Fahrleistung: 120.000 km/a, durchschnittlicher 

Verbrauch: umgerechnet 

38 kg/100 km) betrieben werden oder 

ffüber 8 Mio. Einfamilienhäuser beheizt 

oder 

ffan die 12,5 Mio. 4-Personenhaushalte 

mit Strom versorgt werden. 

Und, so die Studie: „In 2050 fließt durch 

das Gasnetz weitestgehend CO 2 

-neutral 

erzeugtes Gas aus Power-to-Gas-Anlagen 

und Biomethan. Damit dient die Gasinfrastruktur 

als Transportmittel und Speicher 

für dezentral erzeugte erneuerbare Gase, 

um die dargebotsabhängige Erzeugung aus 

Sonnen- und Windenergie an den jeweiligen 

Verbrauchszentren zu ergänzen. […] 

Ein europäischer Markt für erneuerbare 

Gase existiert und wird durch das europaweit 

vernetzte Gasnetz getragen. Das Gasnetz 

– ergänzt um den Transport von LNG – 

ermöglicht so den systemoptimalen und 

kosteneffizienten Einsatz von erneuerbaren 

Gasen und dient der Sektorkopplung. 

Ein klares politisches Bekenntnis für erneuerbare 

Gase schafft Vertrauen bei Investoren, 

der Energiewirtschaft und den 

Akteuren, die auf Biomethan und andere 

erneuerbare Gase heute und in Zukunft 

setzen. Bereits getätigte Investitionen in 

die rund 200 Biogasaufbereitungsanlagen 

sowie die dezentrale Erdgasinfrastruktur 

können dadurch gesichert und für systemdienliche 

Aufgaben ertüchtigt werden. 

Die heimischen Biogaspotenziale sollten 

kontinuierlich erschlossen und durch die 

Aufbereitung und Einspeisung von Biomethan 

systemoptimal für die Umsetzung 

der Energiewende verfügbar gemacht werden. 

Durch die Kombination von Biogasanlagen 

mit PtG-Technologien kann das 

Potenzial zur Erzeugung an erneuerbaren 

Gasen erhöht und die CO 2 

-Reduktion optimiert 

werden.“ 

Fest steht: Deutschland wird auf eigener 

Fläche etwa 10 Milliarden Kubikmeter 

Biomethan nachhaltig bereitstellen können, 

was etwa 11 Prozent des Verbrauchs 

entspricht. Dann bleibt noch eine Menge 

von 80 bis 85 Milliarden Kubikmeter, die 

grün werden muss. Das bedeutet, dass diese 

Menge in Zukunft aus regenerativen Gasen 

wie Wasserstoff und Synthesemethan 

produziert werden muss. Dazu wird noch 

mehr Wind- und Solarstrom benötigt. Diese 

beiden Ressourcen sind somit nicht nur 

zur Elektrizitätserzeugung wichtig, sondern 

auch für die künftige Gasversorgung. 

Parallel müssen Brennstoffmengen durch 

intensive solarthermische Nutzung ersetzt 

werden. Dann könnte auch die Menge der 

benötigten regenerativen Gase sinken. Die 

CO 2 

-Neutralisierung des Verkehrssektors 

kommt noch dazu. Dieser Sektor hat heute 

in Deutschland einen Energieverbrauch 

von rund 720 Terawattstunden. Würde dieser 

Sektor komplett gasifiziert, wären noch 

einmal 72 Milliarden Kubikmeter Grüngas 

notwendig. 

Dann muss noch der Heizölsektor grün werden. 

Wie viel regeneratives Gas Deutschland 

in Zukunft benötigt und selbst aus 

Biomasse und Strom produziert, hängt von 

der Akzeptanz der Bevölkerung ab, von den 

politischen Rahmenbedingungen und von 

dem Umfang der Solarthermienutzung. 

Sehr wahrscheinlich werden grüne Gase 

künftig in nennenswerter Menge importiert 

werden. 

Autor 




Tel. 0 54 09/90 69 426 


52



Biogas_115x77_EVIT.qxp_EVIT 07.12.17 18:00 Seite 1 

Februar 2018 

28 

DAU 

Sind Sie 

mit Ihrem 

KWK-Bonus 

zufrieden? 

Letzter Termin für Betreiber von Biogasanlagen 

und anderen KWK-Anlagen, zur Sicherstellung von 

- Güllebonus 

- KWK-Bonus 

- NawaRo-Bonus 

- Einsatzstoffenklassen-Vergütung 

- 60% KWK-Kriterium 

Dazu benötigen Sie den Nachweis durch einen 

zugelassenen Umweltgutachter. Stichtag für das 

Jahr 2017 ist der 28. Februar 2018. 

EVIT GmbH Energie-Unternehmensberatung und Umweltgutachterorganisation für Strom-, Wärmeund 

Kälteversorgung sowie Strom aus erneuerbaren Energien und Wasserkraft 

Passende Rührtechnik für jedes Substrat 

Wir 

sind die Umwelt- 

gutachter- 

KWK-Experten! 

Anmeldetermin nicht 

verpassen! Setzen Sie sich 

mit uns in Verbindung: 

Ingenieurbüro 

Unternehmensberatung 

Dipl.-Ing., Dipl.-Wirtsch.-Ing. 

Hansjörg Pfeifer 

Dipl.-Ing. Adam Bürger 

Schleißheimer Straße 180 

80797 München 

Telefon 089/30 00 60-0 

Telefax 089/30 00 60-60 

Rietstraße 3 

78050 VS-Villingen 

Telefon 077 21/ 998 88 12 

Telefax 077 21/ 998 88 20 

E-Mail info@evitgmbh.de 

www.evitgmbh.de 

www.umweltgutachter.eu 

Ihr starker Partner für: 

l mobile Feststoffbeschickung 

besonders geeignet 

für Umbau-/ 

Sanierungsarbeiten 

und in 

Störfällen 

Substrat- 

Aufbereitungs- und 

Zerkleinerungstechnik 

für jedes Substrat 

die richtige Aufbereitungstechnik: 

l Prallzerkleinerer 

HPZ 1200 

l speziell für verschleißintensive 

Substrate oder 

organische 

Abfälle 

Anlagenbau 

NEU 

– Alle Rührwerkstypen 

– Über 25 Jahre Erfahrung 

– Optimierung, Nachrüstung, Tausch 

Tel. +49.7522.707.965.0 www.streisal.de 

Schubbodencontainer 

in 

Stahlbauweise 

l Volumen 

40 – 200 m 3 , als 

Twin bis 300 m 3 

l VA-Schubrahmen, 

Kunststoffauskleidung 

l wahlweise 

Dosier- oder 

Fräswalzen 

Zugbodensystem in 

Betonbauweise 

l Ober-/Unterflur 

befahrbar 

l Volumen 

80 – 175 m 3 

l VA-Schubrahmen, 

Kunststoffauskleidung 

l hydr. Verschlussrampe 

l hydraulische 

Abdeckung 

Kompaktsystem 

l komplett aus 

Edelstahl 

l Volumen 

13 – 33 m 3 

l mit 2 Dosierwalzen 

AGROTEL GmbH • 94152 NEUHAUS/INN • Hartham 9 

Tel.: + 49 (0) 8503 / 914 99- 0 • Fax: -33 • info@agrotel.eu 

53 

Ein UnTERnEHMEn 

DER HUninG GRUPPE 

HUNING Anlagenbau GmbH & Co. KG 

Wellingholzhausener Str. 6, D-49324 Melle 

Tel. +49 (0) 54 22/6 08-2 60 

Fax +49 (0) 54 22/6 08-2 63 

info@huning-anlagenbau.de 

www.huning-anlagenbau.de

Praxis 


Stoffstrombilanzverordnung 

Neue Regelung seit Anfang Januar 

Mit der Verabschiedung des novellierten Düngegesetzes ist die Aufzeichnung der Nährstoffströme zum 

1. Januar 2018 für Landwirte und Betreiber von Biogasanlagen verpflichtend geworden. Die neue Verordnung 

über den Umgang mit Nährstoffen im Betrieb, auch Stoffstrombilanzverordnung (StoffBilV) genannt, konkretisiert, 

wie die Nährstoffsaldierung auf betrieblicher Basis ausgestaltet werden muss. 

Von M.Sc. Ramona Weiß 

Im Gegensatz zum Nährstoffvergleich, 

der im Rahmen der Düngeverordnung 

angefertigt wird, handelt es sich bei 

der Stoffstrombilanz um eine „Hoftor“- 

Berechnung. Dabei werden sämtliche 

Nährstoffein- und -austräge in dem System 

„Biogasanlage“ oder „Landwirtschaftlicher 

Betrieb“, sofern vorhanden, abzugslos 

(einschließlich der „unvermeidbaren 

Verluste“) berücksichtigt. Nährstoffe, die 

beispielsweise in Form von Futtermitteln 

oder Saatgut in den Betrieb kommen, werden 

mit den Mengen an pflanzlichen und 

tierischen Erzeugnissen, wie zum Beispiel 

Gülle, Wirtschaftsdünger, Ackerfrüchte 

oder Nutztiere, verglichen, die den Betrieb 

wieder verlassen. 

Der Bundesrat hat am 24. November über 

das Verfahren abgestimmt, nach dem die 

Stoffstrombilanzierung in Zukunft erfolgen 

muss. Zentrale Forderung des Ausschusses 

für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit 

war es, eine allgemein gültige 

Obergrenze von 175 Kilogramm (kg) Stickstoff 

(N) pro Hektar (ha) einzuführen. Da 

Biogasanlagen in der Regel aus steuerrechtlichen 

Gründen von landwirtschaftlichen 

Betrieben getrennt sind, verfügen diese 

über keine eigenen Flächen, deshalb hätte 

diese Art der Bilanzierung unter keinen 

Umständen durchgeführt werden können. 

Der Fachverband Biogas hat sich daher für 

eine Auswahlmöglichkeit zwischen dem 

neu vorgeschlagenen und dem bereits enthaltenen 

System ausgesprochen, bei dem 

die Differenz zwischen Nährstoffzu- und 

-abfuhr nicht mehr als 10 Prozent zwischen 

einem berechneten, theoretischen Wert und 

den tatsächlich zu- und abgeführten Nährstoffmengen 

betragen darf. Der Bundesrat 

ist dieser Empfehlung, die auch von zahlreichen 

landwirtschaftsnahen Gremien und 

Verbänden unterstützt wurde, gefolgt. 

Damit haben Landwirte in Zukunft die 

Wahl, ob die Stoffstrombilanz auf Basis einer 

Stickstoffobergrenze in Höhe von 175 

Kilogramm N/ha angefertigt wird oder auf 

Grundlage des berechneten prozentualen 

Verhältnisses. Der Betriebsinhaber muss 

spätestens drei Monate nach der Zu- und 

Abfuhr von Düngemitteln sowie Nutztieren, 

Saatgut oder Ackerfrüchten die entsprechenden 

Nährstoffmengen an Stickstoff 

und Phosphor aufzeichnen und die Belege 

sieben Jahre lang aufbewahren. Des Weiteren 

muss er jährlich spätestens sechs Monate 

nach Ablauf des festgelegten Bezugsjahres 

die betrieblichen Stoffstrombilanzen 

für Stickstoff bewerten. Als Bezugsjahr gilt 

entweder das Wirtschafts- oder Düngejahr. 

Ziele der neuen Verordnung 

Ziel der Stoffstrombilanzverordnung ist, wie 

bereits durch die Novellierung von Düngegesetz 

und Düngeverordnung angestrebt, 

Nährstoffverluste in die Umwelt so weit wie 

möglich zu vermeiden und die Effizienz der 

Düngung zu erhöhen. Mittelfristig soll die 

neue Verordnung dazu beitragen, dass die Nitratbelastung 

im Grundwasser reduziert wird. 

Wer muss bilanzieren? Die Pflicht zur Erstellung 

einer Stoffstrombilanz gilt ab dem 

1. Januar 2018 für viehstarke Betriebe 

mit über 50 Großvieheinheiten (GVE) oder 

mehr als 30 Hektar landwirtschaftlicher 

Nutzfläche jeweils bei einer Tierbesatzdichte 

von mehr als 2,5 GVE/ha. Ab dem 

Jahr 2023 werden zudem auch Betriebe ab 

20 ha landwirtschaftlicher Nutzfläche oder 

mehr als 50 GV zur Bilanzierung verpflichtet. 

Die StoffBilV gilt bereits ab dem 1. Januar 

2018 unabhängig der Betriebsgröße 

auch für Betriebe, die eine Biogasanlage 

unterhalten, sofern dort Wirtschaftsdünger 

aus tierischen Ausscheidungen wie Gülle 

oder Mist eingesetzt wird. 

Grundsätzlich ist nur eine kleine Gruppe 

landwirtschaftlicher Betriebe von der Bilanzierung 

ausgenommen. Hierunter fallen 

demnach Betriebe, die Gärprodukte von 

maximal 750 Kilogramm aufnehmen und 

bei denen zudem keine Anhaltspunkte für 

einen Verstoß innerhalb des Nährstoffvergleichs 

nach der Düngeverordnung vorliegen. 

Gerechnet mit einem Stickstoffanfall 

von 5 Kilogramm pro Rind und Jahr, dürfte 

ein Kleinbauer maximal 7,5 Rinder halten, 

wenn er die Gülle an eine Biogsanlage liefert 

und im Gegenzug wieder den Nährstoffgehalt 

als Gärprodukt erhält (Annahme: 20 

Kubikmeter Gülleanfall pro Rind). 

Übertragen auf einen rein ackerbaulichen 

Betrieb entspräche das einem Feld von 4 

Hektar (Annahme 1 ha NawaRo entspricht 

40 Kubikmeter Gärprodukt). Jeder Betrieb, 

der Gärprodukte mit mehr als 750 Kilogramm 

aufnimmt, muss eine Bilanz erstellen. 

In der Folge könnte es dazu kommen, 

dass sich Landwirte womöglich weigern, 

Gärprodukte aus Biogasanlagen aufzunehmen, 

wenn sie sonst von den Kriterien zur 

Erstellung einer Stoffstrombilanz ausgenommen 

wären. 

Konsequenz 

Wer vorsätzlich nicht oder nicht richtig aufzeichnet, 

wird einer Beratung zum nachhaltigen 

und ressourceneffizienten Umgang 

mit Nährstoffen unterzogen oder mit einer 

Ordnungswidrigkeit belangt. Basieren die 

falschen Aufzeichnungen auf Verstößen 

gegenüber den Vorgaben der Düngeverordnung 

wie Sperrfristen, Lagerkapazität 

oder anderen Kriterien, können die Strafen 

Cross-Compliance relevant sein. 

Autorin 

M.Sc. Ramona Weiß 

Fachreferentin Abfall, Düngung und Hygiene 


Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 820 

E-Mail: ramona.weiss@biogas.org 


54


Praxis 

Unsere Produkte: 

Gasdruckerhöhung 

für Biogas, Erdgas, Klärgas, etc. 

Zum Einsatz in den Ex-Zonen 1 und 2 gemäß der 

ATEX Richtlinie 2014/34/EU 

MAPRO® Gasverdichter sind keine Zündquellen 

NEU! Wartung zum Festpreis 

Der STORM-Service 

für Ihre Biogas-Anlage 

- Störungsbehebung 

- Instandsetzung 

- Wartung/Inspektion 

- Ersatzteilversorgung 

Schnell und kompetent - überall 

in Ihrer Nähe - 24 h täglich* 

Seitenkanalverdichter 

0-800 mbar | 0-1900 m³/h 

Radialventilatoren 

0-155 mbar | 0-2600 m³/h 

Drehschieberkompressoren 

0,5-3,5 bar | 22-2900 m³/h 

Mehrstufige-Zentrifugalverdichter 

0-950 mbar | 0-3550 m³/h 

August Storm GmbH & Co. KG · August-Storm-Straße 6 · 48480 Spelle 

Fon: +49 5977 73-0 · Fax: +49 5977 73-138 · www.a-storm.com · info@a-storm.com 

MAPRO® Deutschland GmbH 

www.maprodeutschland.com 

E-Mail: deutschland@maproint.com 

Tel.: +49 (0) 211 98485400 

Grünsalz (0176) 476 494 69 

Unser Grünsalz hilft Biogasanlagenbetreibern, 

die billig und unkompliziert schon im Fermenter 

entschwefeln wollen. Hervorragende Wirkung! 

Angebot: BigBag mit 1 to für nur 

498,00 € netto frei BGA in Deutschland 

Alle Angebote unter www.ilmaco-vertrieb.de 

ILMACO Vertrieb oHG mb@ilmaco.de 

Fischerstr. 13 · 84137 Vilsbiburg · (0176) 476 494 69 

Sachverständigenbüro 

Gernandt Osterkamp Stengert 

Unser Unternehmen ist seit rund 20 Jahren in der Biogas-Branche tätig. 

Leistungen 

• Ursachenermittlung bei Leistungsreduzierungen 

• Detaillierte Ermittlung von Schadenursachen 

• Durchführung von Leistungstests 

• Verhandlungsführung bei Lösungsfindung mit Versicherer, Betreiber, 

Herstellern und Servicefirmen auf Basis bestehender Verträge 

• Ausarbeitung von gerichtsfesten Gutachten 

• Kurzfristige Realisierung von Beweissicherungsterminen 

Kleinenbremer Straße 16, 32457 Porta Westfalica Tel. 0 57 22 / 9 12 90 - 0 / Fax - 99 

Biogas CLEAN und COOL! 

Wir machen Ihr Biogas sauber und trocken. Mit den individuellen Anlagen von Züblin 

Umwelttechnik zur Reinigung und Kühlung von Biogas: Der Aktivkohlefilter CarbonEx ® zur 

Feinentschwefelung, die GasCon Gaskühleinheit zur Kühlung, der BioSulfidEx oder – 

unser neuestes Produkt – der BioBF zur biologischen Vorentschwefelung. 

www.zueblin-umwelttechnik.com 

Züblin Umwelttechnik GmbH, Otto-Dürr-Str. 13, 70435 Stuttgart, Tel. +49 711 8202-0, umwelttechnik@zueblin.de 

Stuttgart • Berlin • Chemnitz • Dortmund • Hamburg • Nürnberg • Straßburg • Mailand • Rom • Bukarest 

55

Praxis 


Mitarbeiter der Firma 

Eckart beim Anbringen 

von 12 Millimeter starken 

Robalonplatten an der 

Behälterinnenwand und 

den Konusschnecken 

eines Feststoffmischers. 

Ein zweites 

Leben für 

Dosierer 

Der in Österreich entwickelte 

Sinterkunststoff Robalon verlängert 

werksseitig montiert oder als 

Nachrüstung die Standzeit stark 

beanspruchter Komponenten von 

Biogasanlagen. 


Die Biogasanlage Ardorf hoch 

im Norden Niedersachsens, 

nur wenige Kilometer von der 

Nordseeküste entfernt, produziert 

seit nunmehr zehn Jahren 

regenerative Energie. Den Komplex mit einer 

installierten Leistung von 2,7 Megawatt 

(MW) betreibt die Naturgas Ardorf GmbH 

& Co. KG im Auftrag von fünf Landwirten 

in der Region Wittmund. Die Anlage speist 

nicht nur Strom ins Netz, sondern liefert 

auch Wärme für rund 100 Haushalte und 

öffentliche Gebäude in Ardorf. Für die Turnhalle 

und das Lehrschwimmbecken erfolgt 

dies kostenlos. 

Der jährliche Input besteht aus 20.000 Tonnen 

(t) Mais, 6.000 t Gras, 6.000 t Getreide- 

GPS und 2.000 bis 3.000 t Rüben. Dieser 

Substratmix führte zu einer erhöhten Abnutzung 

der Grundmulde des Dosierers. Als die 

Stahlbleche an einigen Stellen bedenklich 

Fotos: Werkbilder 

dünn wurden, entschloss man sich 2010 zu 

einer Auskleidung des Behälters mit dem in 

der Branche damals noch weitgehend unbekannten 

Sinterkunststoff Robalon. 

„Dieses Experiment haben wir keinen 

Tag bereut“, sagt Geschäftsführer Rewert 

Wolbergs. Eine kürzlich durchgeführte Begutachtung 

habe ergeben, dass nach inzwischen 

sieben Betriebsjahren praktisch 

kein Verschleiß zu erkennen ist. Wegen der 

guten Erfahrungen kleidet der Betreiber 

nachfolgend auch die achtkantigen Schneckengehäuse 

der gut 20 Meter langen Feststoffzuführung 

der beiden Fermenter mit 

dem innovativen Werkstoff aus. 

Die Biogasanlage in Ardorf wurde damit 

zum Vorreiter eines Trends in der Anlageninstandhaltung. 

Nach Angaben von Servicebetrieben, 

die Robalon-Auskleidungen 

ausführen, nutzen heute jährlich etwa 40 

Biogasproduzenten diese Möglichkeit, um 

die Lebensdauer von Komponenten zum 

Mischen, Dosieren und Fördern fester Substrate 

zu verlängern. 

Bei Instandhaltung sind 

Alternativen gefragt 

Eine hohe Materialbeanspruchung gehört 

seit jeher zu den Herausforderungen im 

Biogasbereich. Das ständige Einwirken von 

chemischen Substanzen, insbesondere organischer 

Säuren, und Feuchtigkeit sowie 

die mechanische Beanspruchung durch 

holzige und sandige Bestandteile in den 

Substraten beschleunigt den Verschleiß von 

Behältern, Misch- und Förderschnecken 

aus Metall. Nicht selten müssen diese Baugruppen 

daher schon wenige Jahre nach Inbetriebnahme 

ausgewechselt werden. 

In Zeiten ausreichender Förderung der 

Biogasproduktion und eines jungen Anlagenbestands 

ließe sich der Austausch 

verschlissener Teile oder auch ganzer Baugruppen 

finanziell verkraften. Mittlerweile 

sind die Anlagen im Schnitt älter und damit 

insgesamt reparaturanfälliger. Die Kosten 

steigen, während die Erlöse für die Stromeinspeisung 

und gegebenenfalls den Wärmeverkauf 

gleich geblieben sind. Betreiber 

machen sich zudem Gedanken darüber, 

welche Investitionen zur Vorbereitung auf 

den Betrieb nach Auslaufen der 20-jährigen 

EEG-Förderung unter veränderten Rahmenbedingungen 

unerlässlich sind. 

Diese Situation eröffnet Produktinnovationen, 

die sich bislang außerhalb der Branche 

bewährt haben, Marktchancen im Bio- 

56


Praxis 

Der verschleißfeste Kunststoff Robalon-S 

ist im Biogasbereich vielseitig einsetzbar. 

gasbereich. Eines dieser Produkte ist der Werkstoff Robalon. Er 

wurde vom österreichischen Kunststoffspezialisten Röchling Leripa 

Papertech ursprünglich für extrem belastete Maschinenteile 

bei der Stoffaufbereitung in der Papierindustrie entwickelt. Die 

vor einigen Jahren gestartete Anwendung im Biogasbereich, vornehmlich 

bei der Substratmischung, -dosierung und -förderung, 

erfolgt in Deutschland über die Firma Burdorf Landmaschinen in 

Wallenhorst (Niedersachsen) und deren Kooperationspartner. 

Ein Kunststoff macht Karriere im Biogasbereich 

Ausgangsmaterial für Robalon ist ultrahochmolekulares Polyethylen, 

kurz UHMW-PE. UHMW steht für ultra high molecular weight, 

denn der Kunststoff besteht aus sehr langkettigen und daher 

schweren Kohlenstoffmolekülen. Der Messwert dafür ist das Molekulargewicht. 

Ab einem Molekulargewicht von 1 Million Gramm 

pro mol (g/mol) spricht man von UHMW-PE. Mit zunehmendem 

Molekulargewicht verbessert sich die Verschleißfestigkeit. Standardmäßig 

werden Qualitäten mit einem Molekulargewicht von 

bis zu 5 Mio. g/mol verwendet. Besonders verschleißfeste Sonderqualitäten 

weisen 7 bis über 9 Mio. g/mol auf. Für die im Agrarund 

Biogasbereich eingesetzte Variante Robalon-S verwendet der 

Hersteller Röchling nach eigenen Angaben UHMW-PE mit einem 

Molekulargewicht von 9,2 Mio. g/mol. 

Im Werk in Oepping wird der Spezialkunststoff mit dem graphitartigen 

Schmiermittel Molybdändisulfid, Vernetzern zur Herausbildung 

dreidimensionaler Moleküle und UV-Stabilisatoren legiert. In 

einem speziellen Langzeit-Sinterpressverfahren entsteht daraus 

schließlich Robalon in Form von Platten oder Rundstäben. 

Der Hochleistungswerkstoff ist extrem abriebfest. Er korrodiert 

nicht und ist beständig gegenüber Frost bis -200 Grad Celsius. 

Ebenso wenig „kratzen“ ihn Säuren oder Laugen. Dabei ist er mit 

einer Dichte von 0,93 Gramm pro Kubikzentimeter ein montagefreundliches 

Leichtgewicht. Eine Robalon-Platte mit den Kantenmaßen 

1 mal 1 Meter und der einbautypischen Stärke von 12 

Millimetern wiegt nur etwa 11 Kilogramm (kg). 

Zum Vergleich: Eine Stahlplatte gleicher Größe bringt mehr als 

94 kg auf die Waage. „Durch die spezielle Herstellungstechnologie 

übersteht das Material auch starke Schlageinwirkungen und 

zeigt keinerlei Neigung zu Spannungsrissen“, verweist Helmut 

Gumpenberger, der bei Röchling den Einsatz von Robalon in der 

Agrar- und Biogassparte managt, auf ein weiteres Merkmal. Doch 

nicht nur deshalb eigne sich der Spezialkunststoff insbesondere für 

57

Praxis 


Mit Robalon bekleidete Konusschnecken im Feststoffmischer 

sind eine kostengünstige Alternative etwa zum Aufschweißen 

von Edelstahl. Da sie dabei kaum schwerer werden, wird auch 

der Antrieb geschont. 

Mit Robalon ausgekleidete Gehäuse für 

Förderschnecken verlängern die Standzeit von 

Beschickungstechnik erheblich. 

die Auskleidung von Dosierbehältern und 

Mischschnecken oder die Herstellung von 

Förderschnecken. Durch den eingebauten 

Selbstschmiereffekt zeige Robalon ein gutes 

Gleitverhalten. Auch könnten Substrate 

nicht festkleben oder im Winter anfrieren. 

In Verbindung mit dem geringen Gewicht 

ermögliche dies etwa bei Schnecken zum 

Mischen oder Fördern von Feststoffen eine 

Energieeinsparung von bis zu 20 Prozent. 

Bearbeiten lasse sich Robalon, das in Platten 

bis zu einer Länge von 12 Metern gefertigt 

wird, ähnlich wie Holz mit spanabhebenden 

Verfahren. 

Platten-Puzzle wird vor Ort 

zusammengefügt 

Zu den Servicebetrieben, die Robalon für 

die Instandhaltung von Biogasanlagen 

verwenden, gehört die Landmaschinen- 

Neumann-GbR. Das Unternehmen mit Sitz 

in Barßel (Niedersachsen) beschichtet mit 

dem Werkstoff Behälterinnenräume als 

auch Schnecken. „Erst kürzlich haben wir 

Robalonplatten auf den beiden vertikalen 

Mischschnecken des stationären Trioliet- 

Feststoffdosierers einer Biogasanlage in Littel 

bei Wardenburg aufgebracht“, berichtet 

Teamleiter Hennig Siewe. 

Als weiteres Beispiel nennt er einen Kunden, 

bei dem vor zwei Jahren der Mischerbehälter 

ausgekleidet wurde. Die Originalschnecken 

seien jetzt stark verschlissen, während am 

Behälter keine Abnutzung auftrat. Die neuen 

Schnecken sollen deshalb nach dem Willen 

des Anlagenbetreibers nun gleich einen 

Überzug aus Robalon bekommen. 

Die benötigten Teile werden in Österreich 

gemäß den Maßvorgaben der entsprechenden 

Dosierer und Mischer einschließlich 

der Bohrungen für die Anbringung vorgefertigt. 

Vor Ort fügen dann Mitarbeiter das 

Puzzle zusammen. Zur Befestigung im Behälter 

oder an den Schneckenwindungen 

setzen sie durch die Bohrungen Gewinde- 

Schweißbolzen und schrauben daran die 

Platten fest. Die Behälterwände werden dabei 

nicht durchbohrt. An der Außenseite ist 

von der Befestigung nichts zu sehen. Sind 

die Platten montiert, erfolgt das Abdichten 

der Bohrungen mit Spezialsilikon und einer 

Schutzkappe sowie das Verschweißen der 

Plattenstöße mit Fülldraht aus Polyethylen. 

„Für viele Anlagenbetreiber ist ein zweites 

Leben für den Mischer durch solch einen 

Behälter im Behälter eine interessante Alternative 

zum aufwändigen Behälterwechsel 

oder Aufschweißen von Edelstahl“, weiß 

Siewe. Bei abgenutzten Mischerschnecken 

komme neben dem besonderen Gleiteffekt 

hinzu, dass sie nach der Belegung mit Robalon 

kaum schwerer sind und daher die bestehenden 

Antriebskomponenten weniger belasten 

als eine neue, schwerere Schnecke. 

Auskleidung kann auch 

werksseitig erfolgen 

Wer sich eine spätere Nachrüstung ersparen 

will, kann sich die Beschickungstechnik 

gleich beim Hersteller mit dem Hochleistungskunststoff 

belegen lassen und Förderschnecken 

aus diesem Material verbauen. 

Solch eine Option bietet zum Beispiel die 

Firma Eckart im niederbayerischen Schaufling 

an. Gefragt ist dieses Angebot nach Angabe 

des Unternehmens vor allem bei den 

großen Bauformen mit mehreren Konusschnecken. 

In diesem Segment seien mittlerweile 

die Hälfte der verkauften Dosierer 

mit Robalon ausgestattet. 

In einem vollständig ausgekleideten großen 

Beschickungssystem mit 100-Kubikmeter- 

Dosierer und langer Förderschnecke würden 

bis zu 70 Quadratmeter Robalonplatten 

verbaut. „Die Mehrkosten liegen bei etwa 

1.000 Euro pro Quadratmeter Kunststoff. 

Dafür verlängert sich aber auch die Lebensdauer 

um mehr als das Doppelte im 

Vergleich zu Edelstahl“, sagt Produktmanager 

Tobias Lallinger. Eckart bietet auch 

die Nachrüstung von Behältern und Konusschnecken 

an und gibt darauf eine Garantie 

von 4.000 Betriebsstunden beziehungsweise 

vier Jahre. „Anlagenbetreiber sollten 

allerdings nicht zu lange warten“, rät Lallinger. 

Wenn die Wand des Stahlbehälters 

bereits zu dünn ist, könnten daran keine 

Schweißbolzen angesetzt werden. Eine 

Auskleidung mit Robalon sei dann nicht 

mehr möglich. 

Autor 






Tel. 03 43 45/26 90 40 



58


Praxis 

ÜBERWACHUNG VON BIOGAS-ANLAGEN 

Der BHKW-Service von WELTEC. 

Immer in Ihrer Nähe. 

Biogas 401 

Mehrkanal-Gasanalysator 

Biogas 905 

Mehrkanal-Gasanalysator 

SENSOREN 

Die beiden Gas-Analysatoren Biogas 401 

und Biogas 905 über wachen kontinuierlich 

oder dis kon ti nuierlich die Qualität des 

Biogases auf die Gaskompo nenten hin. 

Optional warnen zusätzliche Umgebungsluft-Sensoren 

frühzeitig vor gesundheitsge 

fähr denden, explo sions fähigen und 

nichtbrenn baren Gasen und Dämpfen. 

❯❯❯ Biogas Know-how seit 2001 ❮❮❮ 

EINSATZBEREICHE: 

■ Biogas-Produktionsanlagen 

■ Kläranlagen 

■ Deponien 

GTR 210 IR 

CH 4 + CO 2 

TOX 592 

O 2 + H 2 S 

Trierer Str. 23 – 25 · 52078 Aachen 

Tel. (02 41) 97 69-0 · www.ados.de 

s e i t 1 9 0 0 

Ihre Vorteile 

• alle gängigen Motoren 

• langjährige & geschulte Mitarbeiter 

• 24/7 Notdienst 

Organic energy worldwide 

WELTEC BIOPOWER GmbH 

04441-999 78-0 

info@weltec-biopower.de 

Fest und abnehmbar montierbarer Wartungsumlauf für alle Biogasanlagen-Behälter! 

EasyFlex 

Willerfang 8 

26655 Westerstede 

sicher 

zeiteinsparend 

kostengünstig 

Motiv2015_85x118 15.06.2015 16:25 Seite 1 

Jetzt informieren! 

Telefon: 04409 9729680 

eMail: info@EasyFlexMultiSteg.de 

www.EasyFlexMultiSteg.de 

Für die Revision nach BetrSichV §15(15) 

Austauschgeräte und Ersatzbaugruppen vom Original-Hersteller 

› passgenau 

› sicher, da ATEX-konform 

› wirtschaftlich durch kurze Stillstandszeit 

› mit voller Garantie 

› kurze Lieferzeit 

ATEX Ventilatoren 

für Biogas Zone 1 und 2 

(Kat.II 2G und II 3G) 

Anfragen bitte stets mit Ihrer Gerätenummer. Bezug und 

Installation in Deutschland über unsere Servicepartner möglich. 

MEIDINGER AG 

Landstrasse 71 4303 Kaiseraugst / Schweiz 

Tel. +41 61 487 44 11 service@meidinger.ch www.meidinger.ch 

59

Praxis 

Biogas Journal Große Mengen | 1_2018 

Holzhackschnitzel 

lagern auf dem 

Hof vor dem ersten 

Holzheizkraftwerk. 

Nahwärme 

Ein Ort setzt 

auf Holz 

und Biogas 

In nur zehn Jahren hat die Energiegenossenschaft Weilerwärme eG im Nordschwarzwald 

ein Nahwärmeprojekt auf die Beine gestellt, das auf eine Vielzahl von Einspeiseanlagen 

setzt – wobei auch eine Biogasanlage dazu gehört. 

Von Dipl.-Geogr. Martin Frey 

Vorstand Klaus 

Gall präsentiert im 

Besucherraum des 

Heizkraftwerkes das 

Modell einer Übergabestation. 

Wer von Freudenstadt aus in das nordöstlich 

gelegene Pfalzgrafenweiler 

kommt, ahnt kaum, welche Innovationskraft 

in der etwas mehr als 7.000 

Einwohner zählenden und sich über 

mehrere Teilorte reichenden Gemeinde steckt. 2008 

war die Energiegenossenschaft Weilerwärme eG die 

erste Nahwärmegenossenschaft in Baden-Württemberg. 

Heute gilt der Ort als größtes Bioenergiedorf des 

Bundeslandes. Zum Zusammenschluss zählen über 

800 Bürger, und rund 80 Prozent aller Gebäude sind 

über ein Nahwärmenetz angebunden. 

Fotos: Martin Frey 

„Es war ursprünglich gar nicht geplant, den ganzen Ort 

zu versorgen“, berichtet Vorstand Klaus Gall, der im 

Hauptberuf Architekt ist und die Genossenschaft mit 

zwei weiteren Vorständen und einer überschaubaren 

Anzahl an Mitarbeitern lenkt. Das Angebot sprach sich 

aber schnell in der Bevölkerung herum, und so betreiben 

die Akteure heute ein über 28 Kilometer langes 

Wärmenetz, an das knapp 600 Liegenschaften mitsamt 

kommunaler Gebäude, Schwimmbäder, Sporthallen 

und Kirchen angeschlossen sind. 

ORC-Holzheizkraftwerke und Biogasanlage 

Das Nahwärmenetz wird von insgesamt 17 Wärmeerzeugern 

versorgt, die eine Wärmeleistung von 16,8 Megawatt 

(MW) erbringen. Von dem Jahreswärmebedarf 

werden 85 Prozent in Kraft-Wärme-Kopplung produziert. 

Die Grundlast von 6,9 MW erbringen dabei im 

Wesentlichen zwei Holzheizkraftwerke mit einer Leistung 

von 5,8 MW th 

und 560 kW el 

. Diese werden durch 

die zwei Gesellschafter als eigenständige GmbH betrieben, 

die die Wärme an die Genossenschaft verkaufen. 

Eingesetzt werden jährlich 40.000 Kubikmeter 

Holzhackschnitzel. Dank der Organic-Rankine-Cycle- 

(ORC)-Technologie haben die Anlagen einen besonders 

hohen Wirkungsgrad. 

Des Weiteren speist am westlichen Ortsrand eine Biogasanlage 

mit 380 Kilowatt (kW) Leistung ins Netz, 

die dem Landwirte-Ehepaar Tanja und Eberhard Braun 

gehört, die den dortigen Heuwasenhof betreiben. Eben- 

60


Praxis 

falls für die Grundlast arbeiten noch drei über den Ort verteilte 

Gas-BHKW mit zusammen 680 kW th 

Leistung. 

Mittel- und Spitzenlast 

Für die Mittellast stehen bei Bedarf in Möbelfabriken drei Holzhackschnitzelanlagen 

sowie zwei Holzspänekessel mit 4,2 MW 

bereit und decken etwa 7 Prozent des Jahreswärmebedarfs. Die 

restlichen 8 Prozent liefern acht Ausfallreserve- und Spitzenlastkessel, 

die mit Gas und Öl betrieben werden und weitere 5,7 MW th 

bereithalten. 

Die Energiegenossenschaft Weilerwärme eG konnte mit den genannten 

Anlagen 2016 über 26 Megawattstunden Wärme verkaufen 

und so dazu beitragen, über 2,5 Millionen Liter Heizöl 

einzusparen. Das eingesetzte Holz stammt komplett aus Wäldern 

und der Landschaftspflege aus einem Umkreis von weniger als 50 

Kilometern. „Jedes Jahr verbleiben somit etwa 1 Million Euro in 

der Region“, so Gall zum Faktor regionale Wertschöpfung. 

Biogasanlage als Partner des Nahwärmenetzes 

Die Biogasanlage der Familie Braun befindet sich am westlichen 

Ortsrand von Pfalzgrafenweiler. Der Heuwasenhof hat den Schwerpunkt 

auf Milchviehbetrieb und Kälberaufzucht. Die täglich benötigten 

34 Tonnen Substrat stammen vor allem aus Rindergülle, 

ergänzt durch Maissilage sowie GPS und Grassilage. Die beiden 

BHKW-Motoren haben zusammen eine installierte Leistung von 

1.030 kW el 

mit einer Höchstbemessungsleistung für die EEG-Vergütung 

bei 475 kW el 

. Nach Eberhard Brauns Worten dürfte dabei 

die thermische Leistung etwas höher liegen als die elektrische. Die 

Anlage liefert jährlich etwa 1.500 Megawattstunden Wärme in das 

Nahwärmenetz der Genossenschaft. 

Gebaut im Jahr 2005, wurde die Biogasanlage inzwischen mehrfach 

umgerüstet und erweitert. „Im Frühjahr 2017 haben wir sie 

auf die flexible Fahrweise umgerüstet. Dazu wurde ein zusätzlicher 

Motor installiert und die Flexibilitätsprämie beantragt“, berichtet 

Braun. Er könne nun das Biogas für acht Stunden speichern. Ende 

2017 lief die Anlage bereits im Regelenergiebetrieb. 

Braun muss damit klarkommen, dass die Energiegenossenschaft 

im Sommer nur eine sehr geringe Wärmemenge abnimmt. „2018 

wollen wir daher in die flexible Fahrweise übergehen.“ Durch die 

Umbauten an der Anlage könne er künftig im Winter mehr Wärme 

produzieren – eben dann, wenn sie auch gebraucht wird. 

Vorteil für Bürger und Umwelt 

Von dem Nahwärmeprojekt profitieren die Bürger in Pfalzgrafenweiler, 

aber auch die Umwelt: So können jährlich fast 7.000 

Tonnen CO 2 

eingespart werden. Die Wärmeübergabestationen 

verschaffen den Kunden einen Platzgewinn gegenüber den bisherigen 

Heizungsanlagen. Ein weiterer Pluspunkt: Der hohe Anteil 

Erneuerbarer Energien im Nahwärmenetz und der Einsatz der 

Kraft-Wärme-Kopplung verbessern die energetische Beurteilung 

der Gebäude: „Das schlägt sich direkt im Energieausweis nieder“, 

argumentiert Klaus Gall. 

Um die Nahwärme zu beziehen, müssen Interessenten Mitglied 

in der Genossenschaft werden und zwei Geschäftsanteile je 500 

Euro erwerben. Der Arbeitspreis für die Wärme liegt mit etwa 9 

Cent pro kWh etwas höher als der Öl- und Gaspreis. Einen Grundpreis 

gibt es nicht. Alle Abnehmer müssen sich vertraglich ver- 

Führender 

Partner für 

Biogasaufbereitung 

Unsere Anlagen liefern 

Energie für 133.000 Häuser 

oder 275.000 Autos 

Unsere umfassende Erfahrung bei Prozesstechnologien ermöglicht es 

uns, sichere und innovative Lösungen zur Biogasaufbereitung und – 

als zweiten Wertstrom – zur CO 2 -Rückgewinnung für Ihre spezifischen 

Anforderungen zu entwickeln und zu liefern. 

Nach der Installation steht Ihnen unser breites Angebot an Serviceleistungen 

wie 24/7-Online-Service, Vor-Ort-Service und Ersatzteile 

zur Verfügung. Wir nennen das Serious Service. 

Unsere besten Praxisbeispiele finden Sie auf: 

biogas.pentair.com 

61

Praxis 


Holzheizkraftwerk, das 

in das Nahwärmenetz 

von Pfalzgrafenweiler 

einspeist. 

Blick in den 

Betriebshof. 

pflichten, den Nahwärmeanschluss als Hauptheizung 

einzusetzen und mindestens 50 Prozent der bestellten 

Wärme abzunehmen. 

In einer Vollkostenrechnung könne die Nahwärme immerhin 

rund 20 Prozent günstiger sein als bei einer 

individuellen Heizung: Die Investitionskosten sind wesentlich 

günstiger als bei einer eigenen Heizungsanlage, 

die gemäß E-Wärme-Gesetz mindestens 15 Prozent 

erneuerbare Energieträger enthalten muss. Außerdem 

entfallen jährliche Wartungskosten sowie Schornsteinfegergebühren. 

Einstieg ins Strom- und Mobilitätsgeschäft 

Wer die Akteure der Energiewende in Pfalzgrafenweiler 

kennenlernt, ist vom Enthusiasmus dort sofort angetan: 

„Unsere Vision ist, die Energiewende vor Ort mit den 

Bürgern umzusetzen“, ist das Credo von Klaus Gall. 

Auf dem Weg dorthin sind sie schon ein gutes Stück 

vorangekommen. Hilfreich seien dabei immer auch Synergieeffekte, 

die gezielt genutzt werden – etwa jene, 

die sich beim Verlegen der Nahwärmeleitungen ergeben. 

Klaus Gall: „Wenn wir einen Graben ausheben, 

verlegen wir stets auch Leerrohre.“ 

So ermögliche die Genossenschaft moderne Breitbandversorgung 

und könne künftig sogar eigene Stromkabel 

zum Kunden legen. Als Stromlieferant werde man 

günstiger als externe Anbieter sein, da die sonst üblichen 

Netznutzungsentgelte entfielen. Bis dahin können 

die Bürger heute schon mittels einer Kooperation 

mit der Genossenschaft Bürgerwerke eG aus Heidelberg 

hochwertigen Ökostrom über die Energiegenossenschaft 

beziehen. 

Und auch in das Segment Elektromobilität sind Gall 

und Co. mit „Weiler e Mobil“ bereits eingestiegen: 

„Bevor wir Strom verschenken, verfahren wir ihn lieber“, 

sagt Gall. Derzeit würden zwölf Elektromobile und 

sechs E-Fahrräder zur Miete angeboten. Der Zuspruch 

sei so groß, dass Gall gerade weitere Fahrzeuge ordere. 

Der Strom für die E-Mobilität stammt folgerichtig 

aus dem Genossenschaftsprojekt „Weilerstrom“, unter 

dessen Dach inzwischen fast 100 kWp eigene Photovoltaikanlagen 

betrieben werden – unter anderem eine 

PV-Dachanlage auf dem Schulzentrum mit 99 kWp und 

eine Freiflächenanlage mit 388 kWp. 

Konjunkturprogramm für das örtliche 

Handwerk 

Die Weilerwärme ist aber bei weitem kein Selbstläufer: 

Alles ist mit viel Arbeit verbunden, und am Anfang 

habe es viel Skepsis in der Bevölkerung gegeben, erinnert 

sich Vorstand Gall. Erst als Pfalzgrafenweiler als 

Bioenergiedorf ausgezeichnet worden war und als das 

Wärmenetz sich ausbreitete, sei sie breitem Interesse 

gewichen. Auch technische Fragen bereiteten viel 

Kopfzerbrechen – etwa, wie die Druckverhältnisse im 

Wärmenetz angesichts so vieler Einspeiseanlagen gehandhabt 

werden können. Letzten Endes seien aber 

immer Lösungen gefunden worden. Auch, dass sich 

Heizungsbauer überzeugen ließen, die schließlich 

künftig weniger Einzelheizungen verkaufen können. 

Gall: „Etliche werben jetzt damit, dass sie Experten 

für Übergabestationen sind und den Anschluss an 

Nahwärmenetze beherrschen.“ 

In der näheren Zukunft will die WeilerWärme eG noch 

einen Schritt weiter gehen und ein „echter Energiedienstleister“ 

werden – „so etwas wie ein Bürger-Stadtwerk.“ 

Die Macher aus dem Nordschwarzwald sind zuversichtlich: 

Unterm Strich sei die Genossenschaft „ein 

kleines Konjunkturprogramm“ – sowohl für das örtliche 

Handwerk als auch für die ganze Gemeinde. 

Autor 

Dipl.-Geogr. Martin Frey 

Fachjournalist 

Fachagentur Frey – Kommunikation für Erneuerbare 

Energien 

Gymnasiumstr. 4 · 55116 Mainz 

Tel. 0 61 31 / 61 92 78-0 

E-Mail: mf@agenturfrey.de 

www.agenturfrey.de 

62


Praxis 

Mischen – Fördern – 

Zerkleinern 

Doppelmembrangasspeicher | Emissionsschutzabdeckungen 

Gasspeicher | EPDM-Hauben 

Folienbecken | Leckagefolien 

Baur Folien GmbH 

Gewerbestraße 6 

D-87787 Wolfertschwenden 

0 83 34 99 99 1-0 

0 83 34 99 99 1-99 

info@baur-folien.de 

d www.baur-folien.de 

Ihr Partner für die Energie 

der Zukunft 

Alter beschädigter Kolben Altes Gummi ist entfernt Der erneut vulkanisierte Kolben 

Als Weltmarktführer von Exzenterschneckenpumpen 

und Spezialist in der 

Biogastechnologie bieten wir für die 

Biogasproduktion angepasste Misch- und 

Fördersysteme. Die Einsatzmöglichkeiten 

unserer NEMO® Exzenterschneckenpumpen, 

TORNADO® Drehkolbenpumpen 

sowie NETZSCH Zerkleinerungssysteme 

reichen vom Mischen über Fördern bis hin 

zum Zerkleinern. 

Segment-Kolben Linear-Kolben Flügel-Kolben 

Registrieren und sofort Kaufen in unserem Webshop 

WWW.BENEDICT-THO.NL | E: info@benedict-tho.nl | T: 0031 545 482157 | 

NEMO® B.Max® 

Mischpumpe 

63 

NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH 

Geschäftsfeld Umwelt & Energie 

Tel.: +49 8638 63-1010 

info.nps@netzsch.com 

www.netzsch.com

Wissenschaft 


Optimale Nutzungsdauer von Biogasanlagen – 

Reparaturkosten entscheiden 

Die ersten Biogasanlagen im landwirtschaftlichen Bereich verlieren in den nächsten Jahren 

ihre feste Einspeisevergütung. Die Betreiber stehen vor der Frage, ob und wie die Anlagen 

weiter betrieben werden können. Besonders bei einer flexiblen Fahrweise von Biogasanlagen 

werden einige Bauteile wie beispielsweise Anlasser oder Lager stärker gefordert und müssen 

eventuell schneller ersetzt werden als im Volllastbetrieb. An der Hochschule in Neubrandenburg 

wurde ein Beratungstool entwickelt, das sich mit der Fragestellung nach dem 

optimalen Zeitpunkt für Ersatz- oder Erweiterungsinvestitionen beziehungsweise für die 

Stilllegung einer Anlage beschäftigt. 

Von Clemens Fuchs, Jessy Blaschke, Joachim Kasten, Katharina Skau und Frank Rixen 

Das Betreiben von Biogasanlagen über den 

Zeitraum der festen Einspeisevergütung 

hinaus wirft viele Fragen auf. Im Zentrum 

der Überlegungen steht, ob sich ein Weiterbetrieb 

bei teuren Rohstoffen und steigenden 

Reparaturen wirtschaftlich lohnt. Dazu muss der 

Betreiber schon vor Ablauf der 20 Jahre Festvergütung 

entscheiden, ob er weiterhin oder unter Umständen 

auch bereits vorzeitig Ersatz- beziehungsweise Erweiterungsinvestitionen 

von zum Teil großem Finanzumfang 

tätigen will. Bezüglich des aus wirtschaftlicher Sicht 

besten Zeitpunkts für solche Investitionen bestehen 

große Unsicherheiten. 

Abbildung 1: Titelblatt des Beratungstools 

Bei diesen Entscheidungen will das an der Hochschule 

Neubrandenburg entwickelte Beratungstool Hilfestellung 

geben. Es lässt sich unter Eingabe der maßgeblichen 

Einflussfaktoren die optimale Nutzungsdauer 

einer Biogasanlage bestimmen. Der Betreiber kann so 

abschätzen, ob sich Reparaturen oder zum Beispiel die 

Investition in ein neues BHKW noch lohnen und sich 

infolgedessen die Nutzungsdauer um einige Jahre nach 

vorn oder hinten verschiebt. So kann es auch vorkommen, 

dass der Rückbau einer Biogasanlage schon vor 

Ablauf der 20 Jahre Festvergütung sinnvoll erscheint. 

Aufbau des Beratungstools 

Das Beratungstool wurde in Excel programmiert und 

startet mit einem Titelblatt, das auch eine Übersicht 

über die dann folgenden vier Eingabeformulare gibt: 

(1) Grunddaten, (2) Laufende Betriebskosten, (3) Rohstoffkosten 

und (4) Reparaturen (siehe Abbildung 1). 

In einem fünften Tabellenblatt werden die Ergebnisse 

sowohl numerisch als auch grafisch dargestellt. Die detaillierten 

Berechnungen können bei Interesse in einer 

sechsten Kalkulationstabelle nachvollzogen werden. 

Im ersten Schritt gibt der Anwender die Grunddaten in 

eine Eingabemaske ein (siehe Abbildung 2). Die Anfangs- 

und bereits erfolgten Erweiterungsinvestitionen 

werden festgehalten sowie die laufenden Betriebskosten, 

die Rohstoffkosten und der Aufwand für Wartung 

und Reparaturen angezeigt, sodass die Anwender hier 

bereits einen vollständigen Überblick zur technischen 

und wirtschaftlichen Situation erhalten. 

Die Funktionsweise des Beratungstools 

wird am Beispiel einer Biogasanlage mit 

insgesamt 1.060 Kilowatt (kW) erläutert. 

Die betreffende Anlage wurde im Jahr 

2003 mit einer Größe von 170 kW für 

700.000 Euro erbaut, es folgten in 2005 

eine Erweiterung um zusätzliche 190 kW 

und in 2013 eine weitere Vergrößerung 

um 170 kW. Die Kosten der Erweiterungen 

betrugen 300.000 Euro beziehungsweise 

570.000 Euro. Es wird in einem weiteren 

Schritt angenommen, dass der Betreiber 

der Anlage die im EEG 2017 vorgeschriebene 

doppelte Überbauung (600.000 

Euro) vornimmt, um seine Anlage zu flexibilisieren 

und durch die Verdopplung der 

64


Wissenschaft 

Abbildung 2: Grunddaten und zusammenfassende Übersicht an einem Beispiel 

Beratungstool zur Ermittlung der optimalen Nutzungsdauer 

1. Grunddaten der Biogasanlage 

Werte bitte nur in weiße 

Kalkulationszinssatz 

p.a. 

Felder eintragen! 3% 

Investition 

Investition/ 

Erweiterungen 

Jahr lfd. Jahr Größe 

in kW 

gesamte 

Anlagengröße, 

kW 

Investitionssumme 

in € 

Volllaststunden, 

h p.a. 

max. 8.760 h 

p.a. 

Summe laufender 

Betriebskosten, € 

p.a. 

Summe Kosten 

Rohstoffe, € p.a. 

Summe Wartung 

und Reparaturen, 

€ p.a. 

Vergütung, Cent/kWh 

Erst-Investition Beginn 0 

1. Jahr 

700.000 € 

Inbetriebnahme 2003 1 170 170 8.000 44.182 € 124.247 € 0 € 17 0 

mögliche 

2004 2 170 8.000 44.182 € 124.247 € 18.000 € 17 0 

Erweiterungen 

Kommentare: 2005 3 190 360 300.000 € 8.000 86.856 € 263.111 € 43.000 € 20 0 

2006 4 360 8.000 86.856 € 263.111 € 37.000 € 20 0 

2007 5 360 8.000 86.856 € 263.111 € 15.000 € 20 0 

2008 6 360 8.000 86.856 € 263.111 € 110.000 € 20 0 

2009 7 360 8.000 86.856 € 263.111 € 44.000 € 20 0 

2010 8 360 8.000 86.856 € 263.111 € 29.000 € 20 0 

2011 9 360 8.000 86.856 € 263.111 € 33.500 € 20 0 

2012 10 360 8.000 86.856 € 263.111 € 43.500 € 20 0 

2013 11 170 530 570.000 € 8.000 125.038 € 387.358 € 39.000 € 20 0 

2014 12 530 8.000 125.038 € 387.358 € 51.000 € 20 0 

2015 13 530 8.000 125.038 € 387.358 € 113.000 € 20 0 

2016 14 530 8.000 125.038 € 387.358 € 140.000 € 20 0 

2017 15 530 8.000 125.038 € 387.358 € 65.950 € 20 0 

2018 16 530 8.000 125.038 € 387.358 € 84.450 € 20 0 

2019 17 530 8.000 125.038 € 387.358 € 34.450 € 20 0 

nach EEG 2017 2020 18 530 1060 600.000 € 4.000 196.588 € 382.108 € 90.950 € 17,4 0 

Flexibilsierung 2021 19 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 34.450 € 17,4 0 

2022 20 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 154.450 € 17,4 0 

2023 21 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 34.450 € 17,4 0 

2024 22 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 49.450 € 17,4 0 

2025 23 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 50.950 € 17,4 0 

2026 24 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 164.450 € 17,4 0 

2027 25 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 39.450 € 17,4 0 

2028 26 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 100.950 € 17,4 0 

2029 27 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 106.450 € 17,4 0 2029 

2030 28 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 308.450 € 17,4 0 

2031 29 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 79.450 € 17,4 0 

2032 30 1060 4.000 196.588 € 382.108 € 89.450 € 17,4 0 

Rückbau der Anlage 2033 31 -1060 0 4.000 0 € 0 € 0 € 17,4 0 

el. 

th. 

Vorläufiges 

Ergebnis 

opt. N (kein 

Ersatz) 

Jahr 

Abbildung 3: Auszug der Eingabemaske „Laufende Betriebskosten“ 

2_Laufende_Kosten 


2. Laufende Betriebskosten der Biogasanlage 

Biologische Betreuung 500 €/Monat 

Angaben aus Grunddaten 

(die ersten vier Spalten) 

Versicherungsschutz 5 €/Monat und kW 

Energiekosten 7,0% der erzeugten Energie 

Zukauf zum Preis von 0,16 €/kWh 

Arbeitsaufwand 5 Akh/kW el. p.a. 

Stundenlohn 15 €/Akh 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 

Jahr lfd. Jahr gesamte Volllaststunden, 

Biologische Versicherungs- 

Energie- 

Arbeits- 

Weitere Weitere Summe laufender 

Anlagengröße, 

h Betreuung, € schutz, € p.a. kosten, € p.a. kosten, € p.a. 

Betriebskosten, einschl. 

kW p.a. p.a. 

Arbeit, € p.a. 

Beginn 0 

1. Jahr 

2003 1 170 8.000 6.000 10.200 15.232 12.750 44.182 

2004 2 170 8.000 6.000 10.200 15.232 12.750 44.182 

2005 3 360 8.000 6.000 21.600 32.256 27.000 86.856 

2006 4 360 8.000 6.000 21.600 32.256 27.000 86.856 

Kapazität eine Vergütung von etwa 17 Cent 

pro Kilowattstunde (kWh) zu erzielen. 

Nach der Erweiterung halbieren sich die Volllaststunden 

auf 4.000 Stunden pro Jahr. Die 

Anlage wird derzeit zu 60 Prozent mit Maissilage 

und zu 40 Prozent mit Gülle betrieben. 

Nach dem Jahr 2023 soll der Maisanteil auf 

50 Prozent reduziert werden, der Ersatz erfolgt 

dann durch 10 Prozent Ganzpflanzensilage. 

Im Jahr 2030 stünde eine Investition 

in einen Motor und weitere Reparaturen im 

Gesamtumfang von etwa 300.000 Euro an, 

zu denen aber nicht mehr geraten wird. Die 

Empfehlung vorwegnehmend ergibt sich aus 

den Berechnungen somit eine optimale Nutzungsdauer 

von 27 Jahren. 

Unter „laufende Betriebskosten“ (siehe 

Tabelle 2 in Abbildung 3) fallen beispielsweise 

die biologische Betreuung, der 

Arbeitsaufwand und die Kosten für zugekaufte 

Energie an. Der Anwender legt im 

nächsten Schritt seine verwendeten Gärsubstrate 

dar und beziffert deren Kosten in 

Tabelle 3. Auf die Darstellung von Tabelle 

Seite 1 

65

Wissenschaft 


Abbildung 4: Reparatur- und Wartungskosten der Beispielanlage 

Kosten in Euro 

350.000 

300.000 

250.000 

200.000 

150.000 

100.000 

50.000 

Sum. Rep. 

Wartungen / Unterhaltung, € 

kum. Summe in % von Ao 

120% 

100% 

80% 

60% 

40% 

20% 

0 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 

Nutzungsjahre 

0% 

Abbildung 5: Reparatur- und Wartungskosten zweier weiterer Biogasanlagen 



350.000 

300.000 

250.000 

200.000 

150.000 

100.000 

50.000 

0 

250.000 

200.000 

150.000 

100.000 

50.000 

0 

Summe Reparaturen 

Wartungen/Unterhaltung 


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728293031 

Nutzungsjahre 

Summe Reparaturen 

Wartung/Unterhaltung 


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 

Nutzungsjahre 

160% 

140% 

120% 

100% 

80% 

60% 

40% 

20% 

0% 

180% 

160% 

140% 

120% 

100% 

80% 

60% 

40% 

20% 

0% 

3 wird an dieser Stelle aus Platzgründen 

verzichtet, ebenso wie auf das Formular für 

die Eingabe der Reparaturkosten (Tabelle 

4). Die Reparaturkosten und ihre Prognose 

nehmen ganz entscheidend Einfluss auf die 

Ermittlung der optimalen Nutzungsdauer 

und werden daher nachfolgend detailliert 

analysiert. 

Reparaturkosten als zentrales 

Element 

Ein besonderes Augenmerk des Beratungstools 

liegt auf den Wartungs- und 

Reparaturkosten, die im Hinblick auf den 

Nutzungszeitraum die zentrale Rolle spielen. 

Im Rahmen einer Bachelorarbeit an 

der Hochschule Neubrandenburg wurden 

diese Kosten auf drei Betrieben erhoben. 

Dabei haben die Anlagenbetreiber selbst 

die Kosten beziffert und für die vergangene 

Laufzeit aufgezeichnet. Aus diesen Zahlen 

heraus wurden die noch zu erwartenden 

und anstehenden Kosten für die restliche 

Betriebszeit beziehungsweise eventuell darüber 

hinaus abgeleitet. 

Für den Anwender ergibt das Beratungstool 

so den zusätzlichen Nutzen, die vergangenen 

und noch kommenden Kosten für Reparaturen 

und Wartung zu visualisieren und 

eventuell größere Kostenblöcke zu identifizieren. 

Bei der Berechnung der optimalen 

Nutzungsdauer spielen diese geschätzten 

Kosten in der Zukunft eine tragende Rolle 

und beeinflussen die Betriebsdauer erheblich. 

In einem Berechnungsbeispiel der Bachelorarbeit 

zeigt sich, dass die optimale 

Nutzungsdauer wie in dem genannten Bei- 

66


Wissenschaft 

Abbildung 6: Ergebnisdarstellung für Beispielbetrieb 


5. Ergebnisse und Empfehlungen entsprechend den 

eingegebenen Daten für die Biogasanlage 

Name der Biogasanlage: Beratungstool_Biogasanlage_optN_1.01 

Inbetriebnahme: im Jahr: 2003 

gesamte Anlagen-größe, kW 

1060 kW 

Optimale Nutzungsdauer: 

27 Jahre 

im Jahr erreicht im Jahr 2029 

Hinweise: Die Nutzungsdauer kann vom EEG-Förderzeitraum von z.B. 20 

bzw. 30 Jahren abweichen, wenn z.B. in ein neues EEG gewechselt wurde 

und damit der 20-Jahres-Zeitraum neu anlief. 

Druchschnittlicher Überschuss: 

64.499 € p.a. 

Kapitalwert 1.170.281 € 

... 

FINALBeratungstool_Biogasanlage_optN_1.01 

Beträge in € p.a. 

(linke Y-Achse) 

1.500.000 € 

1.000.000 € 

500.000 € 

0 € 

-500.000 € 

-1.000.000 € 

Entwicklung wichtigster Leistungen und Kosten 

sowie optimale Nutzungsdauer (+) einer Biogasanlage 

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 

Beginn 

2003 

2004 

2005 

2006 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

2018 

2019 

2020 

2021 

2022 

2023 

2024 

2025 

2026 

2027 

2028 

2029 

2030 

2031 

2032 

2033 

2034 

2035 

Nutzungsjahr der Biogasanlage 

Volllaststunden p.a. 

(rechte Y-Achse) 

9.000 

Wartung und 

Reparaturen 

6.000 

Kosten 

Rohstoffe 

3.000 

laufende 

Betriebskosten 

0 

Investitionssumme 

-3.000 

Summe Erlöse 

-6.000 

-9.000 

Kapitalwert 

opt. N (kein 

Ersatz) 

Volllast-stunden, 

h p.a. 

spiel bei 27 Jahren liegt. In Jahr 28 sind 

eine Investition in einen neuen Motor und 

weitere Reparaturen abzusehen, was bei 

der geringeren Vergütung pro kWh nach 

Ablauf der Festvergütung nicht mehr wirtschaftlich 

wäre (siehe Abbildung 4). 

Die kumulierten Reparaturkosten der hier 

untersuchten Biogasanlagen übersteigen 

in der Regel ab dem 20. Betriebsjahr die 

Anschaffungskosten Ao. Dieselbe Beobachtung 

basiert auf den Datenerhebungen 

in zwei weiteren Beispielanlagen. Der orange 

gekennzeichnete Punkt in Abbildung 

5 zeigt jeweils, dass dort nach 19 beziehungsweise 

20 Jahren die kumulierten 

Kosten für Reparaturen und Wartung/Unterhaltung 

die Anschaffungskosten übersteigen. 

Die optimalen Nutzungsdauern, die das Beratungstool 

für diese beiden Anlagen ausweist, 

liegen bei 19 beziehungsweise 17 

Jahren und damit noch unter den 20 Jahren 

der EEG-Förderung. Dies liegt vor allem 

daran, dass diese beiden Biogasanlagen 

kein tragfähiges Wärmekonzept entwickeln 

konnten und außerdem auf den Güllebonus 

verzichten mussten. 

Ermittlung der optimalen 

Nutzungsdauer und 

Ergebnisdarstellung 

In dem dann folgenden zentralen Schritt 

errechnet das Beratungstool die optimale 

Nutzungsdauer der Anlage. Dabei wird 

vorausgesetzt, dass der Weiterbetrieb so 

lange sinnvoll ist, wie positive Deckungsbeiträge 

erzielt werden können. Die Berechnung 

der Deckungsbeiträge (e t 

- a t 

) 

und des Kapitalwertes (KW) erfolgen nach 

der Formel 

N 

KW = ∑ (e t 

- a t 

) q -t 

t=0 

mit der Anzahl der Nutzungsjahre N sowie 

dem Zinsfaktor p. 

In einer weiteren Tabelle des Biogasanlagen-Beratungstools 

werden die Ergebnisse 

dargestellt (Abbildung 6). Für das hier vorgestellte 

Beispiel ist deutlich zu erkennen, 

dass der Kapitalwert zunächst stark ansteigt 

und am Ende des achten Jahres bereits 

der Pay-off der damals noch kleineren 

360-kW-Anlage erreicht wird. Bis zum Jahr 

17 ist ein weiterer, allerdings gebremster 

Zuwachs im Kapitalwert festzustellen. Mit 

dem Wechsel ins EEG 2017 ist jedoch nur 

noch eine moderate Seitwärtsentwicklung 

zu verzeichnen. Auch wenn der Plan (Abbildung 

2) einen Rückbau der Biogasanlage 

erst nach 30 Nutzungsjahren, das heißt 

im Jahr 2033, vorsieht, so wäre doch zu 

überlegen, die Anlage bereits nach 27 Jahren 

stillzulegen, da im 28. Jahr überproportional 

hohe Reparaturkosten anstehen 

würden. 

Für den Anwender des Beratungstools 

werden zum einen in der linken Tabelle 

die Eckdaten der Anlage dargestellt, zum 

anderen verdeutlicht eine Grafik rechts die 

Entwicklung der wichtigsten Leistungen 

und kennzeichnet das Jahr der optimalen 

Nutzungsdauer in deren Kontext (rotes 

Kreuz in Abbildung 3 rechts oben). Im Praxisgebrauch 

ermöglicht das Beratungstool 

die Darstellung der Ergebnisse als pdf- 

Dokument. 

Interessierte können das Beratungstool 

zur Ermittlung der optimalen Nutzungsdauer 

bei Biogasanlagen per E-Mail 

anfordern beim Autor Clemens Fuchs 

unter: cfuchs@hs-nb.de 

5_Ergebnisse Seite 1 

Autoren 

Clemens Fuchs 

Jessy Blaschke 

Joachim Kasten 

Katharina Skau 

Hochschule Neubrandenburg 

Fachbereich Agrarwirtschaft und 

Lebensmittelwissenschaften 

Brodaer Str. 2 · 17033 Neubrandenburg 

Tel. 03 95/56 93 - 22 06 

E-Mail: skau@hs-nb.de 

Dipl. Ing. (FH) Frank Rixen 

Parkweg 3 

18190 Groß Lüsewitz 

67

Trocknungssysteme wie 

hier für Holzhackschnitzel 

sind eine Möglichkeit, 

die Gesamteffizienz der 

Biogasanlage durch Wärmenutzung 

zu verbessern. 

Wissenschaft 


Was bringt Repowering wirklich? 

Ein Forschungsprojekt untersuchte deutschlandweit den Erfolg von Repoweringmaßnahmen 

an Biogasanlagen. Als Maßstab für die Energieeffizienz diente dabei erstmals die 

Kennziffer „Brennstoffausnutzungsgrad“. 

Thermische Speicher 

eines Nahwärmenetzes. 

Der Ausbau der 

Wärmenutzung bietet 

ein großes Potenzial 

für die Verbesserung 

des Brennstoffnutzungsgrades 

und 

damit der Effizienz von 



Biogasanlagen unterliegen einem ständigen 

technischen und baulichen Anpassungsdruck 

an die aktuellen Rahmenbedingungen 

und den Stand der Verfahrensentwicklung. 

Es gibt also über die Jahre eine Reihe 

guter Gründe für Repoweringmaßnahmen. Doch nicht 

immer steckt hinter dem aus der Windenergiebranche 

übernommenen Scheinanglizismus eine wirkliche Anlagenoptimierung. 

„Der Begriff wird in der Praxis breit ausgelegt, da es 

keine Kriterien oder Kennzahlen gibt, die Repowering 

exakt eingrenzen“, sagt Jan Postel vom Deutschen Biomasseforschungszentrum 

(DBFZ) in Leipzig. Manchmal 

handele es sich bei näherem Hinsehen eher um 

Wartungsarbeiten oder die Beseitigung akuter Probleme. 

Beim Repowering gehe es dagegen um mitteloder 

langfristig geplante technische Modifikationen zur gezielten 

Steigerung des Nutzungsgrades. 

Dabei werde entweder das Ziel verfolgt, bei gleichem 

Energieertrag die Inputmenge zu reduzieren beziehungsweise 

eine breitere Palette an Substraten einzusetzen. 

Oder der Betreiber strebe eine Leistungssteigerung bei 

gleichbleibenden Fütterungsmengen an. Letzteres erfolge 

vorwiegend durch bauliche Komponenten, durch 

die sich der rechtliche Status der Biogasanlage nicht 

verändert, etwa durch die Erneuerung der Einbringtechnik 

oder ein verbessertes Fütterungsprogramm. 

Mit dieser Begriffsdefinition und Beschreibung arbeitete 

auch das von Postel geleitete Team an einem vom 

Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft 

68


Wissenschaft 


Erik Fischer, DBFZ: 

„Die energetische Bilanzierung über den 

mittleren Brennstoffausnutzungsgrad 

bewertet Biogasproduktion und Biogaskonversion 

in ihrer Gesamtheit.“ 

Jan Postel, DBFZ, Projektleiter: 

„Repowering definieren wir als mitteloder 

langfristig geplante technische 

Modifikationen zur gezielten Steigerung 

des Nutzungsgrades.“ 

Modulares System zur 

Fremdkörperabscheidung 

und Zerkleinerung 

NEU: WANGEN 

geförderten Forschungsprojekt zum Thema 

Repowering. Im Rahmen der wissenschaftlichen 

Untersuchung wurden an mehr als 

200 Biogasanlagen entsprechende Maßnahmen 

im Hinblick auf Wirtschaftlichkeit 

sowie mögliche Effizienzsteigerung und 

Emissionsminderung ausgewertet. 

Die Grundlage dafür lieferte eine ausführliche 

Betreiberbefragung. Bei zehn Anlagen 

nahmen die Forscher zudem eine energetische 

Bilanzierung auf Grundlage eines 

neu eingeführten Bewertungssystems vor, 

das nicht auf dem im Labor ermittelten 

möglichen Gasertrag basiert, sondern – in 

Anlehnung an die in der Kraftwerksbranche 

gängige Berechnungspraxis – den 

Wirkungsgrad der gesamten Umwandlung 

in elektrische und thermische Energie betrachtet. 

Wärmenutzung und 

Leistungserhöhung der BHKW 

häufigste Maßnahmen 

Das Durchschnittsalter der ausgewerteten 

Biogasanlagen betrug 7,5 Jahre. In 

diesem Zeitraum wurden im Schnitt 3,5 

Repoweringmaßnahmen pro Anlage vorgenommen. 

Der Ausbau der Wärmenutzung 

und die Leistungserhöhung der Blockheizkraftwerke 

stellen mit jeweils mehr als 70 

Prozent die am häufigsten umgesetzten 

Maßnahmen dar, gefolgt von dem Ersatz 

von Alt-BHKW mit etwa 41 Prozent. Die 

gasdichte Abdeckung von Gärrestlagern 

sowie die Erhöhung der Fermentervolumina 

wurden jeweils von rund 35 Prozent, ein 

Substratwechsel von etwa 28 Prozent der 

Betreiber realisiert. Seltener erfolgten die 

Implementierung von Satelliten-BHKW, 

eine Substrataufbereitung und die Nachrüstung 

von Wärmespeichern. 

Die am häufigsten genannten Gründe 

für die Umsetzung von Repoweringmaßnahmen 

waren die Steigerung des Wirkungsgrades 

und die Akzeptanz in der 

Bevölkerung, etwa durch den Bau eines 

Wärmenetzes, sowie die Verbesserung der 

Substratausnutzung. Eine Konsequenz aus 

dem dadurch optimierten Anlagenbetrieb 

sehen die DBFZ-Forscher in der Einsparung 

von Anbauflächen für Energiepflanzen, 

die als Input in Biogasanlagen zum 

Einsatz kommen. 

Diese Fläche umfasst nach Schätzungen 

etwa 1,5 Millionen (Mio.) Hektar (ha). 

Wobei das Hauptsubstrat Mais auf rund 

1 Mio. ha wächst. „Nach unseren Berechnungen 

ermöglicht schon eine Substratreduzierung 

von 5 Prozent bei der Hälfte 

des derzeitigen Anlagenbestandes eine 

Reduzierung der NawaRo-Anbaufläche um 

35.730 ha“, so der am Projekt beteiligte 

DBFZ-Wissenschaftler Erik Fischer. 

Grad der Brennstoffausnutzung 

als Maßstab 

Die große Mehrheit der befragten Anlagenbetreiber, 

etwa 78 Prozent, bewertete den 

ökonomischen Erfolg der durchgeführten 

Repoweringmaßnahmen positiv. Dies ist 

nach Postels Ansicht allerdings auch ökonomischen 

Anreizen der bisherigen EEG 

geschuldet. Dass diese nicht immer zu einer 

Effizienzsteigerung der Gesamtanlage 

+ = 

Die WANGEN X-UNIT kommt 

überall dort zum Einsatz, wo 

Fremdkörper und Störstoffe 

aus Fördermedien separiert 

und zerkleinert werden müssen. 

Link zum Video 

Pumpenfabrik 

Wangen GmbH 

Simoniusstrasse 17 

88239 Wangen i.A., Germany 

www.wangen.com · info@wangen.com 

Die Pumpen Experten. Seit 1969. 

BiogasJournal_55x241_DE.indd 1 13.12.20176911:14:20

Wissenschaft 


Der elektrische Wirkungsgrad von BHKW hat sich in den 

vergangenen Jahren deutlich erhöht. Für die Effizienz der Gesamtanlage 

ist jedoch die Nutzung der thermischen Energie 

ebenso von Bedeutung. 

Verteilstation eines Nahwärmenetzes. Bei den im Rahmen 

des DBFZ-Forschungsprojektes untersuchten Biogasanlagen 

stieg die Nutzwärmeausspeisung im Laufe der Repoweringmaßnahmen 

im Schnitt um 21 Prozent. 

Hausanschlussstation eines 

Nahwärmenetzes. Die Erhöhung der führen, zeige sich zum Beispiel, wenn weiterhin 

ein Wärmenutzungskonzept fehlt. Auch 

Akzeptanz von Biogasanlagen, etwa 

durch den Bau eines Wärmenetzes, 

die Anpassung des Einsatzstoffspektrums 

gehört zu den häufigsten Gründen 

mit Blick auf die Einsatzstoffvergütungsklassen 

im EEG 2012 seien rein ökonomisch 

für die Durchführung von Repoweringmaßnahmen. 

motivierte Maßnahmen. Eine objektive Bewertung 

des Erfolgs von Repoweringmaßnahmen 

liefere nach Ansicht das Forscherteams die 

Verknüpfung von energetischer und ökonomischer Effizienz. 

Dies sei umso wichtiger, da künftig Biogasanlagenbetreiber 

verstärkt über einen Betrieb ohne eine 

Vergütung nach dem EEG nachdenken müssen. 

Eine Messlatte für die Energieeffizienz von Biogasanlagen 

sehen die DBFZ-Forscher in der Berechnung des 

mittleren Brennstoffausnutzungsgrades. Diese Kennziffer 

ist in der Energietechnik etabliert und ermöglicht 

die Bewertung und den Vergleich verschiedener Energieerzeugungspfade 

anhand ihrer Effizienz der Ausnutzung 

der im Brennstoff enthaltenen Energie. Im Falle 

von Biogasanlagen sind das der Brennwert der zugeführten 

Trockensubstanz (TS) und des tatsächlich fermentierbaren 

Anteils der organischen Substanz (FoTS). 

„Die energetische Bilanzierung über den mittleren 

Brennstoffausnutzungsgrad begreift die Biogasanlage 

als eine Art Blackbox“, erläutert Fischer. Die Systemgrenze 

sei dabei quasi der Hofzaun der Biogasanlage. 

Es werde also nicht zwischen Biogasproduktion und 

Biogaskonversion unterschieden, sondern bewerte beide 

Prozessschritte in ihrer Gesamtheit. 

Als Beispiel nennt Postel im Gespräch mit dem Biogas 

Journal die Verstromung mittels BHKW. Bei diesen Aggregaten 

stiegen die elektrischen Wirkungsgrade durch 

Weiterentwicklung der Technik deutlich. Neue BHKW 

erreichen laut Herstellerangaben unter optimalen Testbedingungen 

43 bis 48 Prozent elektrischen Wirkungsgrad. 

„Auf den ersten Blick ist aus ökonomischer Sicht 

Biogaskontor 

Köberle GmbH 

Wir können mit Druck umgehen 

NEU ÜU-ST 

für Drücke bis 

20mbar 

Bullaugen für alle Einsatzfälle 

Für Kernbohrung Auf Stahlplatte nach In Tauchhülse für Über-/Unterdrucksicherung 

oder Futterhülse 

Kundenmaß 

Blick um die Ecke 

ÜU-TT 

Ø300 + Ø400 mm 

für Folienhauben 

Zubehör: Leuchten, Rosetten, Futterhülsen, Sonnenschutzhauben, etc. 

70 

Weitere Komponenten: Luftdosierstationen zur Entschwefelung, Füllstandsüberwachung, Messtechnik, Warnschilder 

Über-/Unterdrucksicherung 

ÜU-GD 

für Betondecken 

www.biogaskontor.de • info@biogaskontor.de • Germany 89611 Obermarchtal • Tel +49(0)737595038-0


Wissenschaft 

ein BHKW mit hohem elektrischen Wirkungsgrad zielführend. 

Denn höhere elektrische Wirkungsgrade können die 

Effizienz einer Biogasanlage steigern, wenn keine vollständige 

Nutzung der Abwärme erfolgt“, sagt Postel. 

Allerdings sollte für ein wirksames Repowering seiner 

Ansicht nach zwischen Wirkungsgrad und Nutzungsgrad 

der Gesamtanlage unterschieden werden. Letztendlich 

müsse der Nutzungsgrad der Gesamtanlage 

gesteigert werden. Insbesondere die Ausweitung des 

Nutzwärmeabsatzes sei hierbei ein tragendes Moment. 

Denn die daraus folgende höhere Nutzwärmeabgabe 

ermögliche eine spürbare energetische Effizienzsteigerung 

der Gesamtanlage. 

Wärmenutzung ist wichtiger Effizienztreiber 

Die zugeführte Einsatzstoffmenge, die eingespeiste 

Nettoenergiemenge und die Nutzwärmemenge als 

Basis für die Berechnung des mittleren Brennstoffausnutzungsgrades 

wurden an den zehn für das Forschungsprojekt 

ausgewählten Biogasanlagen über das 

Betriebstagebuch, Abrechnungen oder entsprechende 

Mengenzähler erfasst. Beim Vergleich der Ergebnisse 

von modernisierter im Vergleich zur Altanlage zeigte 

sich, dass Repoweringmaßnahmen positive Auswirkungen 

auf die Energieeffizienz haben können. 

Bei den untersuchten Biogasanlagen stieg zum Beispiel 

die Nutzwärmeausspeisung im Laufe der Repoweringmaßnahmen 

bezogen auf die jeweiligen 

Nettowärmemengen von 38 Prozent auf 59 Prozent. 

Insgesamt wurden so 21 Prozentpunkte mehr Nutzwärme 

bereitgestellt. „Im Allgemeinen bietet der Ausbau 

der Wärmenutzung ein großes Potenzial, ebenso 

wie die Maßnahmen zur Steigerung der Gasausbeute“, 

resümiert Postel. 

Bei unvollständiger Nutzwärmeauskoppelung sei aus 

energetischer Sicht eine Verminderung des Substrateinsatzes 

bis hin zur Übereinstimmung der Energieproduktion 

mit der jahreszeitlich variierenden Abnahme 

sinnvoll. Ein alleiniger BHKW-Wechsel zeige hingegen 

keinen Einfluss auf die Gesamtenergiebilanz. „Hier 

geht eine Erhöhung des elektrischen Wirkungsgrades 

zumeist mit einer Verminderung des thermischen Wirkungsgrades 

einher“, erläutert der Wissenschaftler. 

Hinweis: Der Abschlussbericht kann auf 

www.dbfz.de unter der Rubrik Publikationen 

als Report Nr. 28 eingesehen werden. 

Autor 






Tel. 03 43 45/26 90 40 



Die Substitution von 

Mais durch Stroh, das 

hier gemeinsam mit 

anderen Feststoffen 

vor der Zugabe in den 

Fermenter mit einem 

Rotacut zerkleinert 

wird, kann die Effizienz 

der Anlage verbessern 

und führt außerdem zu 

einer Verringerung der 

NawaRo-Anbaufläche. 

71

Wissenschaft 


Donau-Silphie liefert vielversprechende 

Gaserträge 

Bienen fliegen gerne 

die Silphieblüten an 

und sammeln Nektar. 

Die Biogasabteilung SensoPower der Firma Phytobiotics Futterzusatzstoffe GmbH hat 

gemeinsam mit dem Energiepark Hahnennest GmbH & Co.KG und der Metzler & 

Brodmann Saaten GmbH Versuche zur Vergärbarkeit der „Donau-Silphie“ durchgeführt. 

Ziel war, die bereits langjährigen Erfahrungen des Energieparks Hahnennest mit der 

Vergärung der Donau-Silphie in vergleichenden Versuchen zu verifizieren. 

Von Dr. Angelika Konold-Schürlein 

Die Donau-Silphie (Durchwachsene Silphie, 

Silphium perfoliatum) gilt im Bereich der 

Biogassubstrate inzwischen als aussichtsreiche 

Alternative zum Mais. Der Energiepark 

Hahnennest betreibt eine Biogasanlage, 

in der seit einigen Jahren auch Donau-Silphie als 

Gärsubstrat zum Einsatz kommt. In Kooperation mit 

der Metzler & Brodmann Saaten GmbH wird die Durchwachsene 

Silphie angebaut und unter dem Markennamen 

„Donau-Silphie“ vermarktet. 

Bisher gibt es nur wenige Versuchsergebnisse und Erfahrungen 

zur Vergärung von Silphie und den damit 

verbundenen Gaserträgen. Um genauere Kenntnisse 

über die Vergärbarkeit, mögliche Gasausbeuten und einen 

Vergleich zur Vergärung von Silomais zu erhalten, 

wurden in Versuchsfermentern (Durchflussfermenter) 

verschiedene Gärtests mit Silomais und Donau-Silphie 

vorgenommen. 

Fotos: Energiepark Hahnennest 

Versuchsaufbau und Ergebnisse 

Das Pflanzenmaterial für den Versuch wurde von der 

Biogasanlage Hahnennest zur Verfügung gestellt. Der 

Versuch fand in den vier Versuchsfermentern der Firma 

Phytobiotics Futterzusatzstoffe GmbH statt. Vom 

Energiepark Hahnennest wurden folgende Substrate 

bereitgestellt: Silomais (Ernte 2016), früh geerntete 

Silphie (Ernte 13.8.2016) und spät geerntete Silphie 

(Ernte 23.9.2016). Diese wurden in den vier Versuchsfermentern 

über neun Wochen hinweg eingesetzt. 

In allen Fermentern wurde durch die Zugabe eines Spurenelementpräparates 

(SensoPower liquid) eine ausreichende 

Versorgung mit Nährstoffen sichergestellt. Neben 

der Erfassung der Gaserträge und Methangehalte 

des Biogases wurden auch die Inhaltsstoffe der Substrate 

analysiert und Analysen der Fermenterinhalte 

erstellt. 

Besonders auffällig waren bei den Substratanalysen die 

großen Unterschiede zwischen dem Trockensubstanzgehalt 

(TS-Gehalt) des Maises und dem der Silphie. Sie 

lagen um rund 10 Prozentpunkte auseinander. Obwohl 

72


Wissenschaft 

die Silphie zu beiden Erntezeitpunkten nur einen TS-Gehalt von 16 bis 19 Prozent 

aufwies, trat kaum Flüssigkeit aus dem Substrat aus. Dies deckt sich auch mit den 

Aussagen der Biogasanlagenbetreiber in Hahnennest, die bei der Silphie nur einen 

sehr geringen Austritt von Sickersaft nach der Silierung (Silostockhöhe 3,5 Meter) 

beobachten. Die organische Trockensubstanz (oTS, Ermittlung bei 550 °C) der 

Silphie wies mit rund 90 Prozent oTS etwas niedrigere Werte auf als der Mais mit 

96 Prozent (siehe Tabelle 1 auf Seite 74). 

Früh geerntete Silphie brachte beste Gaserträge im Versuch 

In Tabelle 1 sind auch die Ergebnisse der Gasmengen- und -qualitätserfassung 

aufgeführt. Der Mais und die früher geerntete Silphie konnten im Versuch die 

höchsten Gaserträge erzielen. Bezogen auf die oTS konnte mit der früh geernteten 

Silphie der höchste Gasertrag (840 Liter/kg oTS) erreicht werden. Bei der Vergärung 

von Mais lag der Methangehalt bei rund 52 Prozent. Bei der Vergärung der 

Silphie konnten Methangehalte zwischen rund 51 Prozent und fast 54 Prozent 

erzielt werden. 

Daneben konnte die sehr gute Abbaubarkeit der Silphie im Biogasprozess bestätigt 

werden. Während das silierte Substrat eher verholzt und schlecht abbaubar wirkte, 

konnte bei den Ziehungen von Proben aus dem Fermenter beobachtet werden, 

dass das Gärsubstrat sehr flüssig war und kaum unabgebautes Ausgangssubstrat 

enthielt. Diese Beobachtung deckte sich auch mit den analysierten oTS-Gehalten 

der Fermenterinhalte. Sie waren vergleichbar mit denen von Mais oder sogar geringer, 

was auf einen guten Substratabbau durch die Mikroorganismen hinweist. 

Nach Abschluss der fünfwöchigen Versuchsreihe für den Energiepark Hahnennest 

wurde in den Fermentern 104 (Mais), 105 (frühe Ernte Donau-Silphie) und 107 

(späte Ernte Donau-Silphie) zusätzlich zu den Spurenelementen vier Wochen lang 

noch SensoPower Hybrid, ein seit mehreren Jahren auf dem Markt verfügbares Additiv 

der Firma Phytobiotics eingesetzt. Der Fermenter 106 wurde zum Vergleich 

ohne den Zusatz von SensoPower Hybrid aber unter Zugabe von Spurenelementen 

weitergeführt. 

In dem Produkt SensoPower Hybrid wird der Wirkstoff Sangrovit ® mit einem Enzym 

kombiniert. Während Sangrovit das Wachstum der für den Biogasprozess 

wichtigen Mikroorganismen fördert, unterstützt das Enzym den Aufschluss der 

Substrate und macht die Nährstoffe für die Mikroorganismen so schneller ver- 

Die Durchwachsene 

Silphie bildet eine enorme 

Menge an Biomasse. 

»Mit N·DYN hole ich 

mehr Energie 

aus meiner Anlage.« 

N·DYN Da ist mehr drin. 

Innovative Additive 

für Ihren maximalen 

Biogas-Ertrag 

N·DYN Additive sind die optimal abgestimmte 

Kombination ertragsteigernder 

Produkte für den Bedarf von Biogasanlagen. 

4 Stabilisieren die biologischen Prozesse 

4 Sparen Substrat 

4 Senken Ihren Eigenstromverbrauch 

4 Erhöhen den Methan-Ertrag 

4 Steigern die Leistung 

4 Werden seit Jahren erfolgreich 

eingesetzt 

N·DYN orientiert sich bei der Rezeptur und 

Dosierung der Additive an den neuesten 

wissenschaftlichen Erkenntnissen. Die N•DYN 

Additive schaffen auf diese Weise optimale 

Wachstums- und Stoffwechsel-Bedingungen 

für Bakterien im Fermenter und steigern 

zuverlässig und nachhaltig den Wirkungsgrad. 

Mit N·DYN gewinnen Sie mehr Energie 

aus Ihrer Anlage! 

DIE NEUE GENERATION 

FERMENTER-ADDITIVE 

73 

Trouw Nutrition 

Deutschland GmbH 

Gempfinger Straße 15 

86666 Burgheim 

Tel. 08432 89-0 

Fax 08432 89-150 

milkivit@nutreco.com 

www.milkivit.com

Wissenschaft 


Tabelle 1: Ergebnisse der Gasmengenmessung in den Versuchsfermentern 

Bezeichnung Versuchsfermenter 104 105 106 107 

Substrat 

Mais 

(2016) 

Silphie 

(13.08.2016) 

Silphie 

(23.09.2016) 

Silphie 

(23.09.2016) 

Trockensubstanz Futter % der FS 27,3 17,4 18,9 18,9 

Trockensubstanz Fermenterinhalt % der FS 8,5 8,0 8,5 9,8 

organische Trockensubstanz Futter % der TS 96 89 90 90 

organische Trockensubstanz Fermenterinhalt % der TS 78,0 74,3 75,7 78,5 

durchschn. erzeugte Gasmengen l/kg FS 207 129 117 115 

l/kg oTS 790 840 692 678 

durchschn. Gasqualität % Methan 52,4 51,4 53,6 52,4 

Tabelle 2: Einfluss von SensoPower Hybrid auf die Gaserträge 

Bezeichnung Versuchsfermenter 104 105 106 107 

Substrat 

Mais 

(2016) 

Silphie 

(13.08.2016) 

Silphie 

(23.09.2016) 

Einsatz von SensoPower Hybrid X X X 

Silphie 

(23.09.2016) 

erzeugte Gasmenge ohne SensoPower Hybrid l/kg FS 207 129 117 115 

l/kg oTS 790 791 792 793 

erzeugte Gasmenge mit SensoPower Hybrid l/kg FS 320 158 156 165 

l/kg oTS 1220 1027 919 976 

Erhöhung des Gasertrages 55 % 30 % 16 % 23 % 

fügbar. Die Ergebnisse sind in Tabelle 2 dargestellt. 

Es zeigt sich deutlich, dass sowohl bei der Vergärung 

von Mais als auch von Silphie die Gasausbeute deutlich 

gesteigert werden kann. 

Dies ist zum einen sicherlich auf die längere Verweilzeit 

zurückzuführen. Dass SensoPower Hybrid dennoch 

eine höhere Gasausbeute bewirkt, zeigt sich beim Vergleich 

der Fermenter 106 und 107, die beide mit dem 

gleichen Pflanzenmaterial beschickt wurden. Durch die 

längere Verweilzeit konnte der Gasertrag in Fermenter 

106 ohne den Einsatz von Hybrid noch einmal um 16 

Prozent gesteigert werden, während im Fermenter 107 

mit Einsatz von SensoPower Hybrid der Gasertrag sogar 

um 23 Prozent erhöht werden konnte. 

Warum nicht auch bei Ihnen? 

Fördern Sie Ihr Image und das der Branche! 

von der Biogasanlage Erdmann 

QR-Code scannen oder unter: 

Installieren Sie eine Ladebox 

an Ihrer EE-Anlage! 

74


Wissenschaft 

Fazit: Bisher gibt es im Bereich der Vergärung von 

Durchwachsener Silphie in Biogasanlagen nur wenig 

Erfahrung und kaum Daten. Mit dem in diesem Bericht 

beschriebenen Versuch konnten die auf der Biogasanlage 

Hahnennest getätigten Beobachtungen und ermittelten 

Gaserträge verifiziert werden. Die in Hahnennest 

und auch in den Versuchen beobachteten Gaserträge 

liegen deutlich über den bisher in der Literatur angegebenen 

Werten. So weist der Biogasertragsrechner 

des KTBL einen Gasertrag von 480 Normliter pro Kilogramm 

(Nl/kg) oTS mit 58 Prozent Methan aus. Das 

entspricht einem Methanertrag von etwa 278 Nl Methan/kg 

oTS. 

J. Köhler und R. Müller sprechen in ihrer Anbauanleitung 

für die Aussaat von Durchwachsener Silphie 

Silphium perfoliatum L. (2015) von einem Methanertrag 

in Höhe von 285 Nl/kg oTS. In dem vorliegenden 

Versuch wurde bei der Vergärung von Donau-Silphie 

ein Biogasertrag von bis zu 840l/kg oTS erreicht. Das 

entspricht 432 Nl Methan pro kg oTS. Die sehr guten 

Gasausbeuten, eine gute Silierbarkeit und die Bildung 

von sehr wenig Sickersaft trotz niedriger TS-Gehalte sowie 

die gute Abbaubarkeit des optisch verholzt wirkenden 

Pflanzenmaterials zeigen, dass die Donau-Silphie 

eine sehr gute Alternative zum Einsatz von Mais in Biogasanlagen 

darstellt. Durch den Einsatz von Additiven, 

wie Sensopower Hybrid, kann die Vergärbarkeit noch 

optimiert werden. 

Autorin 

Dr. Angelika Konold-Schürlein 

Phytobiotics Futterzusatzstoffe GmbH 

Marketing und Produktmanagement 

Fürschlag 1 · 91564 Neuendettelsau 

Tel. 0 98 74/50 48 28 11 

Mobil: 01 51/14 08 60 16 

E-Mail: a.konold@phytobiotics.com 

Silphieernte mit dem 

Maishäcksler mit GPS- 

Erntevorsatz. 

75

Gute 

International 

Aussichten: Hannes Muntingh, 

links, und John Chege diskutieren 

den Einfluss von Afrikas 

Sonne auf die Biogasproduktion 

im 

Fermenter. 


Kenia 

Premiere mit Avocados 

Nairobi 

Avocados sind wegen ihrer wertvollen Nährstoffe bei Anhängern der gesunden 

Ernährung beliebt. Dass auch die Produktionsreste eine energiereiche 

Ressource sind, will ein Avocadoölproduzent aus Kenia zeigen. Mit deutscher 

Unterstützung wird daraus Biogas für Küche und Tank. 

Optisch wie Steinkohle: 

Avocadokerne in Kisten 

bei Olivado in Kenia. 

Von Oliver Ristau 

Sie sehen aus wie typische Steinkohle-Eier, 

so wie sie früher in zahlreichen Kohlekellern 

alter Häuser zu finden waren – teilweise von 

einer weißen Schicht wie Asche überzogen, 

als wären sie bereits angezündet worden. 

Fotos: Oliver Ristau 

Doch tatsächlich handelt es sich um Kerne von Avocadofrüchten, 

die Haut geschwärzt von Luft und Hitze. 

Sie lagern in Kisten aus dicken Holzlatten, die verloren 

mitten auf einem Feld frisch aufgeworfener roter 

Erde stehen. Hinter einem Erdwall aus gleicher Farbe 

zeichnet sich gegen den blauen Himmel die typische 

Halbkreisform eines Gärbehälterdachs ab. 

Hier im kenianischen Muranga, rund eine Stunde Autofahrt 

Richtung Norden von Kenias Hauptstadt Nairobi 

entfernt, unterhält die neuseeländische Firma Olivado 

eine der größten Produktionsstätten Afrikas für Bio- 

Avocadoöl. Unscheinbar erhebt sie sich inmitten von 

kleinen Plantagen, auf deren trockenen Böden Mangos, 

Ananas und eben Avocados wachsen. Am Eingang zum 

Betrieb hinter einem einfachen Holztor erwartet Hannes 

Muntingh die Besucher. Der hellhäutige Südafrikaner 

arbeitet seit knapp drei Jahren hier und ist dafür 

zuständig, eine nachhaltige Lösung für die Abfälle zu 

entwickeln, die nach dem Pressen der nährstoffreichen 

Früchte übrig bleiben – so wie die Kerne in den Holzkisten. 

76


International 

„Es ging darum, eine 

Alternative für die Entsorgung 

der Produktionsabfälle zu 

schaffen“ 

Hannes Muntingh 

Immer mehr Reste fallen an, seit die Neuseeländer 

vor zehn Jahren in Kenia eine 

Zweigstelle eröffneten. Die Zahl der Kleinbauern, 

die die Früchte mit der dunkelgrünen 

Haut hier anliefern, ist von ein paar 

hundert auf aktuell rund 1.500 angestiegen. 

Insgesamt kommen so mehr als 4.000 

Tonnen Früchte pro Jahr zusammen. Daraus 

presst Olivado Öl, das vor allem in Industrieländer 

exportiert wird. Dort schätzt 

eine wachsende Zahl ernährungsbewusster 

Verbraucher die Eigenschaften des Pflanzenöls, 

das reich an ungesättigten Fettsäuren 

ist. Wo die Kisten mit den Kernen in 

der Sonne stehen, soll künftig eine neue 

Lagerhalle für frische Früchte Platz finden. 

Doch so attraktiv das Exportprodukt auch 

ist, bei der Produktion fallen jede Menge 

Reststoffe an – Schalen, Fruchtfleisch 

und Kerne. Weil das Öl nur rund 11 Prozent 

am Gewicht ausmacht, summieren 

sich die Reste auf über 3.500 Tonnen, wie 

Muntingh vorrechnet. „Es ging darum, eine 

Alternative für die Entsorgung der Produktionsabfälle 

zu schaffen“, erzählt er. Bisher 

mussten die weitgehend flüssigen Reste 

mit Lkw nach Nairobi auf die Deponie gebracht 

werden. 

Und das ist teuer: „Die Transport- und Entsorgungskosten 

machen etwa 5 Prozent der 

gesamten Kosten des Unternehmens aus.“ 

Zugleich verfügen die Abfälle noch über 

viel Energie. Eine gewisse Partie Öl bleibt 

im Fruchtfleisch gebunden, auch die Kerne 

sind Kraftpakete. Das will sich Olivado 

künftig zunutze machen – und zwar, um 

daraus Biogas zu erzeugen. 

Muntingh lebt seit 2008 in Kenia, war 

vor seiner Zeit bei Olivado selbstständiger 

Berater für Biogasanlagen und hat in Zusammenarbeit 

mit öffentlichen Geldgebern 

vor allem kleine Projekte für Landwirte realisiert. 

Jetzt ist der 42-Jährige für Großes 

zuständig. Ab der Erntesaison 2018 (März 

bis September) sollen die Fruchtreste vergoren 

werden und einen Jahresertrag von 

rund 3.500 Kubikmeter Rohbiogas bringen. 

Bei einem Anteil von 64 Prozent beträgt 

das erwartete Methanvolumen 2.300 

Kubikmeter. Das entspreche in etwa dem 

Äquivalent von 286.000 Litern 

Diesel, so Muntingh. 

Der Südafrikaner hat dafür ein 

eigenes Konzept realisiert und 

auf das Know-how deutscher 

Spezialisten zurückgegriffen. 

„Bisher kenne ich keine Anlage, 

die auf der Welt in nennenswerter Weise 

Biogas aus Avocadoresten herstellt“, sagt 

er. Einer von zwei Faulbehältern, die die 

Weltpremiere möglich machen sollen, ist 

auf einer Anhöhe hinter der Fabrik bereits 

zu sehen. 

Biogas statt Diesel und Netzstrom 

Die Sonne steht fast senkrecht am Himmel. 

Ein paar Wolken schützen bisweilen 

vor der intensiven Einstrahlung. Einzelne 

Bäume auf dem sandigen Vorplatz spenden 

Schatten. Auf dem Gelände herrscht wenig 

Betrieb. Ein paar Mitarbeiter tragen Kisten 

vorbei. „Im Moment ist keine Erntesaison“, 

sagt Muntingh. Immerhin 60 Mitarbeitern 

gibt die Fabrik einen Job. Jetzt haben sie 

viel Instandhaltungsarbeiten zu erledigen. 

Der Energiemanager führt die Besucher 

aus der Sonne in die leeren Produktionshallen. 

Es ist ruhig, dunkel und angenehm 

kühl. Alle Maschinen stehen still. Nur in 

einem Nebenraum herrscht Betrieb. Hier 

lagern noch Kisten voller Früchte aus der 

vergangenen Saison. Mitarbeiter zeigen sie 

lächelnd. Im Hintergrund der Maschinenhalle 

steht ein 120 Kilowatt starker Elektroboiler 

an der Wand, der bisher die Wärme 

für den Prozess liefert. 

Die wird dafür gebraucht, um die Avocado 

bei Temperaturen von 40 bis 45 Grad Celsius 

zu pressen. Künftig soll der Boiler nur 

noch als Reserve dienen, ebenso wie das 

Dieselaggregat hinter der Fabrik, das dafür 

vorgesehen ist, dann anzuspringen, wenn 

bei Stromausfällen die Elektrizitätsversorgung 

gesichert werden muss. Ihre Tage sind 

gezählt. Künftig sollen Wärme und Strom 

vollständig mit Biogas erzeugt werden. 

Muntingh verlässt die Halle durch den 

Hinterausgang. Dort steigt das Gelände 

sofort steil an. Es ist nur noch Platz für 

den 24.000 Liter Kunststofftank, in dem 

alle Abfälle zusammenfließen. „Sie werden 

automatisch hineingefördert, durchmischt 

und anschließend in die Fermenter 

gepumpt“, erklärt er. „Er wird mit einem 

Sensor zur Bestimmung von pH-Wert, der 

Temperatur und anderen wichtigen Parametern 

ausgestattet. So können wir immer 

Rührwerk 

optimieren, 

Kosten 

reduzieren! 

Steigern Sie die Effizienz Ihrer 

Bio gas anlage und reduzieren Sie 

Ihre Stromkosten. Tauschen Sie 

z. B. ein altes 18,5-kW-Tauchmotor- 

Rührwerk durch ein effizientes 

11-kW-Stallkamp-Modell aus und 

sparen Sie – bei gleicher Rührleistung 

– rund 4.000 Euro jährlich*. 

Der Tausch amortisiert sich meist 

schon im ersten Jahr. Kontaktieren 

Sie unsere Spezialisten! 

| pumpen 

| lagern 

| rühren 

| separieren 

* Die Höhe der tatsächlichen Ersparnis ist abhängig von 

Laufzeit, Strompreis, TS-Gehalt, Fermenterauslegung 

und Wirkungsgrad des Rührwerks. 

77 

Tel. +49 4443 9666-0 

www.stallkamp.de 

MADE IN DINKLAGE

International 


Schwarze Folien: Der 

zweite Fermenter soll 

bis zur Erntesaison im 

März fertig sein. 

Eigenregie: Muntinghs 

Team hat die beiden 

Fermenter für die 

Avocadoölfabrik selber 

gebaut. 

den Zustand des Substrats vor der Zufütterung kontrollieren.“ 

Neben dem Prozesswasser werden künftig 

auch die flüssigen Gärreste zugeführt. Die Avocadokerne 

werden zuvor in einer Mühle mit einer Kapazität von 

zwei Tonnen pro Stunde zerstoßen. 

Gülle soll nicht dazugemischt werden – mit Ausnahme 

zum Start des Gärprozesses oder wenn entsprechende 

Bakterien zur Initiierung der Gärprozesse benötigt werden. 

Gründe sind zum einen die Logistik. Denn für den 

Lebensmittelbetrieb ist ein hoher hygienischer Standard 

Voraussetzung. Deshalb ist am Standort der Fermenter 

ein eigener kleiner betonierter Gülletank platziert worden. 

Zum anderen habe sich unter den Landwirten in 

der Umgebung schnell herumgesprochen, dass Gülle 

ein potenzieller Rohstoff für die Biogasanlage ist. „Es 

ist schon bemerkenswert, wie schnell die Preise plötzlich 

gestiegen sind“, so der Biogas-Profi. 

Mehr Früchte – höhere Auslastung 

Stattdessen will Muntingh künftig andere Fruchtabfälle 

nutzen, um die Auslastung der Anlage zu steigern. 

„So wie es aktuell steht, werden wir mit der nächsten 

Expansion der Fabrik in der Hauptsaison mehr Reste 

produzieren, als wir für die tägliche Biogasproduktion 

brauchen können.“ Das seien etwa 70 bis 80 Tonnen 

täglich inklusive des Prozesswassers. „Wir werden deshalb 

bis zu 50 Prozent der Kerne lagern und in der Nebensaison 

zufüttern. Für diese Zeit überlegen wir auch, 

Fruchtabfälle von Nachbarbetrieben, die Mangos und 

Ananas verarbeiten, einzusetzen.“ 

Und schließlich will Olivado durch die Verarbeitung 

weiterer Feldfrüchte die Fabrik unabhängiger von der 

Avocadosaison machen. Geplant sei, künftig Öl aus 

Macadamianüssen zu pressen und Mangos selbst zu 

verarbeiten. „So werden wir mehr Abfälle in verschiedenen 

Saisons zur Verfügung haben“, sagt Muntingh. 

Nun ist es Zeit, die Anlage in Augenschein zu nehmen. 

Muntingh erklimmt die Anhöhe hinter der Fabrik über 

eine Metalltreppe, stapft über trockenes Gras, vorbei 

an vereinzelten Sträuchern und dürren Nadelhölzern, 

auch eine mit Wellbech zusammengefügte Hütte bleibt 

rechts liegen. Dann weist ein handgemaltes Holzschild 

unautorisierte Personen an, nicht weiterzugehen. 

Links bleibt der Blick an einem anderen Schild hängen, 

das vor „temporären Abfallteichen“ warnt, die mit 

rot-weißem Absperrband gegen den Zutritt gesichert 

sind. Der Besucher tut gut daran, die Warnung ernst 

zu nehmen, denn das schwarze Erdreich ist sumpfig. 

In diesem Areal hat Olivado bis vor Kurzem noch einen 

Teil seiner Reste deponiert, berichtet Muntingh und 

streicht sich Strähnen blonden Haars aus der Stirn, die 

der Wind aufwirbelt. 

Es riecht nach Erde und reifem Obst. „Wir haben dafür 

die Genehmigung der kenianischen Abfallbehörde für 

die Übergangszeit, bis die Biogasanlage arbeitet“, erklärt 

er. Diese offenen Lager werden mittlerweile nicht 

mehr gebraucht. Denn auch wenn die Stromproduktion 

noch nicht aufgenommen wurde, anfallende Reste werden 

bereits verarbeitet. 

78


International 

Flüssigtank: Hinter der Fabrik nimmt der Kunststoffbehälter 24.000 Liter Abfälle auf. 

Fermenter mit undurchlässiger 

Folie ausgekleidet 

Und zwar in einem der beiden ockergelben 

Fermenter, die einen Steinwurf entfernt im 

Erdreich stecken. Nur die obersten Partien 

der Garbehälter liegen frei. Dem anderen 

fehlt noch das Dach und gestattet so dem 

Betrachter den Blick in die Tiefe. Ausgekleidet 

ist der betonierte und je 1.400 Kubikmeter 

Substrat und Gas fassende Vergärer 

mit zwei dicken, schwarzen und wasserundurchlässigen 

Folien. 

Der erste Fermenter ist schon seit einigen 

Wochen in Betrieb. In dem Maschinenraum 

des Kolosses überprüft John Chege die Gasproduktion. 

Er ist Mitarbeiter der ersten 

Stunde. „John war Farmer, und wir haben 

uns vor ein paar Jahren im Rahmen eines 

Projektes für zwei kenianische Schulen 

kennengelernt“, erzählt Muntingh, während 

sich beide begrüßen. Ihm sei das hohe technische 

Verständnis von Chege aufgefallen 

und deshalb habe er ihm einen Job in seiner 

Firma angeboten. 

„Ich bin froh, dass er mich zusammen mit 

einem zweiten Kollegen auch zu Olivado 

begleitet hat“, gesteht der Südafrikaner. 

Nicht nur, weil sie den Bau bisher in Eigenregie 

umgesetzt haben. Sondern vor 

allem für die Zeit des Betriebs. Denn wenn 

die Anlage einmal rund um die Uhr läuft, 

gibt es viel zu tun, um die konstante Gasproduktion 

zu überwachen. Bei Problemen 

wird Muntinghs Team auf sich selbst angewiesen 

sein. Es gibt keine externen Dienstleister, 

die helfen könnten. Chege ist zufrieden 

mit der Gasproduktion. „Noch lassen 

wir das Biogas an die Außenluft ab, aber 

das wird sich ändern, sobald das gesamte 

Equipment und die Generatoren da sind“, 

erklärt der bescheiden wirkende Kenianer 

in seinem grünen Arbeitsoverall. „Ich 

wünsche mir, dass in unserem Land immer 

mehr Menschen diese Energiequelle nutzen 

werden“, sagt er noch, dann beginnt 

er mit Muntingh durch die Bullaugen den 

Zustand im Innern des Fermenters zu inspizieren. 

Wichtiger Partner: Biogasszene 

Deutschland 

Ein Großteil des technischen Equipments 

stammt aus Deutschland. So hat Verbio 

einen Teil der Beregnungsdüsen geliefert. 

Konzeptioniert wurde das BHKW 

vom Elektrotechnik-Meisterbetrieb Jürgen 

Schwarz aus Krefeld. Zum Einsatz 

kommen ein 130 kW elektrisch starker 

Generator von MTU und einer mit 125 

kW elektrisch von Liebherr. Die Lieferung 

übernimmt die Manfred Stumpf Energiesysteme 

aus Oberschwarzach. 

Den größten Einfluss auf Muntinghs Arbeit 

hatte aber das Biogaskontor aus Obermarchtal 

unter Leitung von Gründer und 

Geschäftsführer Erwin Köberle. Das Unternehmen 

hat vier Bullaugen, Beregnungsdüsen, 

Luftdosierstationen zur Entschwefelung 

sowie Pumpen und Anzeigetechnik 

„zum Vorzugspreis“ geliefert, wie Köberle 

dem Biogas Journal berichtet. Hintergrund 

der guten Beziehungen ist, dass der Südafrikaner 

vor seiner Zeit in Kenia in Köberles 

Betrieb ein mehrmonatiges Praktikum 

79 

WWW.TERBRACK-MASCHINENBAU.DE

International 


Denn noch steht der finale Erfolg aus. Erst wenn klar 

ist, dass die Bakterien aus dem bunten Fruchtcocktail 

tatsächlich Tag für Tag das notwendige Biogas produzieren 

können, wird die Rechnung aufgehen. Erst dann 

wird die regenerative Strom- und Wärmeproduktion 

funktionieren. Muntingh ist zuversichtlich, hat im Vorfeld 

alles gelesen, was er zum Thema im Internet finden 

konnte. Und er ist für den Input aus Deutschland dankbar. 

„Biogaskontor war ein ganz wichtiger Partner, um 

das Projekt hier in Kenia entwickeln zu können“, sagt 

er. „Ohne die Unterstützung der Deutschen wäre das 

schwer geworden.“ 

Avocadosumpf: Bisher lagerten die Produktionsreste 

unter freiem Himmel. 

Expansion: Die rote Erde soll einer neuen Fabrikhalle weichen. 

Expansion nach ganz Afrika 

Muntingh plant schon die nächsten Schritte. Denn die 

Firma erwartet, dass die Anlage teils deutlich mehr 

Strom und Wärme produzieren könnte, als die Fabrik 

benötigt. Es gebe zwar eine Art Einspeisetarif in Höhe 

von etwa 9 Eurocent je Kilowattstunde, um überschüssigen 

Strom an das Netz zu verkaufen. Doch das sei 

wenig attraktiv. Der Energiemanager plant stattdessen, 

das Biogas zu Biomethan aufzureinigen, in Flaschen 

abzufüllen und als Kochgas zu verkaufen. Aktuell wartet 

Olivado auf die dafür notwendigen Maschinen aus 

Indien. Außerdem schwebt ihm vor, das Gas als Kraftstoff 

einzusetzen. „Wir planen, unsere Fahrzeuge künftig 

mit eigenem Biomethan zu betanken.“ 

Während Muntingh den Rückweg zur Fabrikhalle antritt, 

berichtet er von den Schwierigkeiten, das Projekt 

zu entwickeln. „In Kenia ist kaum technisches Equipment 

zu bekommen“, sagt er. Deshalb war die Hilfe aus 

Deutschland so wichtig. Die gibt es auch bei der Finanzierung, 

einer weiteren Klippe, die es zu umschiffen 

galt. „Die lokalen Banken haben zunächst nicht verstanden, 

was wir hier vorhaben“, sagt er. Dafür aber die 

Deutsche Investitions- und Entwicklungsgesellschaft 

(DEG), eine Tochter der bundeseigenen KfW-Bankengruppe. 

Sie hat 20 Prozent zur Finanzierung des rund 1 

Million Euro teuren Vorhabens beigetragen. 

Und das Konzept soll Schule machen. „Das Potenzial, 

Biogas in Afrika zu gewinnen, ist enorm“, sagt 

Muntingh zum Abschied des Besuchs bei Olivado. 

Die Gesellschaft hat deshalb eine eigene Tochter gegründet, 

um das Konzept auch außerhalb von Kenia 

zu verbreiten. Dann könnten die schwarzen Kerne der 

Avovado auch anderswo in den Tropen zu einem wichtigen 

Energieträger werden. Die Optik dafür jedenfalls 

hätten sie. 

Für alle Fälle: Für Wartung oder sontige Unterbrechungen 

hält Olivado Backup-Lösungen vor. 

gemacht hat. „Er hat in der Zeit auch bei uns gewohnt, 

war ein Teil der Familie“, so Köberle. „Der Hannes war 

überall dabei“, erinnert er sich an den engagierten 

Praktikanten von damals und hofft, dass dessen Euphorie 

für das Projekt am Ende auch berechtigt sein wird. 

Autor 

Dipl.-Pol. Oliver Ristau 

Redaktion und Kommunikation 

Sternstraße 106 · 20357 Hamburg 

Tel. 040/38 61 58 22 

E-Mail: ristau@publiconsult.de 

80


Visuelle International 

Kontrolle Ihrer 

Biogas-Produktion. 

Gas Technologie von APROVIS 

Biogasanlagen im Bauherrenmodell 

PAULMICHL GmbH 

Kisslegger Straße 13 · 88299 Leutkirch · Tel. 07563/8471 

Fax 0 75 63/80 12 www.paulmichl-gmbh.de 

info.lumi@papenmeier.de · www.lumiglas.de 

F.H. Papenmeier GmbH & Co.KG · Telefon 0 23 04-205-0 

FriCon – Gaskühlsysteme 

ActiCo – Aktivkohlefilter 

Gaswärmeübertrager 

Verdichter 

Wartung & Service 

91746 Weidenbach-Triesdorf · Tel.: +49 (0) 9826 / 6583 - 0 · info@aprovis.com 

mit getrennter Hydrolyse… 

...der Turbo für jede Biogasanlage 

Mehr Leistung durch zweistufige Vergärung. 

Ertüchtigung und Optimierung bestehender 


Nachrüstung der Hydrolyse bei NAWARO 


Wir garantieren die herstellerunabhängige 

Beratung und Planung. 

www.aprovis.com 

INNOVAS Innovative Energie- & Umwelttechnik 

Anselm Gleixner und Stefan Reitberger GbR 

Margot-Kalinke-Str. 9 80939 München 

Tel.: 089 16 78 39 73 Fax: 089 16 78 39 75 

info@innovas.com www.innovas.com 

Lumiglas optimiert Ihren Biogas-Prozess. 

Fernbeobachtung mit dem Lumiglas 

Ex-Kamera-System. 

Lokale oder globale Paketlösungen 

schaffen kostengünstig 

Sicherheit. 

Unser 

Info-Material: 

Paketlösung für 

die Biogaserzeugung. 

Gleich heute anfordern! 

81

International 


Finnland 

Helsinki 

Klima-Kapriolen, 

Biogas und 

Kreislaufwirtschaft 

Wenige Biogasanlagen sind in Finnland in Betrieb. Die Verstromung 

ist nicht lohnend. Das Gas muss seinen Weg in die 

Mobilität, in Industrieprozesse oder in den Wärmesektor finden. 

Die Finnen wollen nun eine Kreislaufwirtschaft etablieren. Eine 

Chance für mehr Biomethanproduktion. 


Anne Paadar, 

Mitarbeiterin der Jeppo 

Biogas Ab, vor der 

öffentlichen Biogastankstelle 

in Jeppo. 

Es ist Ende Oktober. Die Sonne scheint. Während 

die finnischen Radiosender tagsüber 

für den frühen Abend den ersten Schneefall 

ankündigen, rauschen Dutzende Mähdrescher 

in Westfinnland über die Felder, um 

Bohnen, Raps und Hafer zu dreschen. Die Temperatur 

liegt bei etwas über 0 Grad, die Landwirte auf ihren 

Traktoren und Erntemaschinen tragen Mützen und 

Handschuhe. Als gegen späten Nachmittag tatsächlich 

die Sonne weicht und die ersten zarten Flocken fallen, 

da wirkt der goldgelb aufblitzende Hafer auf den Korntanks 

vollends surreal. 

Kurt Stenvall nickt. „Ja, so eine späte Ernte hatten wir 

hier noch nie“, seufzt der Endfünfziger. Der Geschäftsführer 

der Jeppo Biogas Ab, eine der nördlichsten Biogasanlagen 

Europas im Westen Mittelfinnlands, weiß 

Fotos: Dierk Jensen 

auch nicht so recht, was er sagen soll, zuckt ziemlich 

ratlos die Schultern. „Wir hatten in dieser Region einen 

extrem kalten Sommer, nie über 20 Grad Celsius. Als 

dann das Getreide Ende September endlich reif war, 

setzte der Regen ein, vier Wochen lang“, klagt Stenvall 

über das extreme Wetter. Klimawandel? 

Während an diesem denkwürdigen Oktobertag zumindest 

auf den Feldern der finnische Elch steppt, ist an 

der Tankstelle der Jeppo Biogas Ab eher weniger los. 

„In der Regel fahren hier täglich bis maximal fünf Autofahrer 

vor und tanken Biomethan“, erklärt Stenvall 

nüchtern. Es sei weniger Nachfrage vorhanden, als 

noch vor vier Jahren beim Start der Biogasanlage die 

Investoren hofften, räumt er freimütig ein. 

Mehr Gasfahrzeuge notwendig 

Richtig erstaunlich ist die schwache Nachfrage nach 

diesem Kraftstoff allerdings nicht, denn in ganz Finnland 

gibt es gegenwärtig gerade mal 3.500 angemeldete 

Gasautos. Zwar hat sich die aktuelle Koalitionsregierung 

in Helsinki das energie- und klimapolitische 

Ziel gesetzt, in den nächsten Jahren bis zu 50.000 

gasbetriebene Autos auf die Straßen zu bringen, doch 

hilft dies den Anbietern von Biomethan augenblicklich 

noch nicht sonderlich weiter. 

Trotzdem setzt Stenvall auf die Mobilität, weil seiner 

Ansicht nach der finnische Strommarkt bei einem Verbraucherpreis 

von 11 Cent pro Kilowattstunde für die 

Biogasnutzung wenig wirtschaftliche Perspektiven biete. 

Obendrein weckt der Markt für landwirtschaftliche 

Zugmaschinen neue Hoffnungen. So beabsichtigt der 

skandinavische Hersteller Valtra, mit einem neuen mit 

Biomethan betriebenen Traktor eine klimafreundlichere 

Ära in der Landwirtschaft einzuläuten. Klar, dass 

das neue Valtra-Modell auch schon auf der Biomethan- 

Tankstelle von Jeppo für Promotionszwecke betankt 

wurde. 

82


International 

Dennoch, nur ein kleiner Anteil des in 

Jeppo erzeugten Biogases, maximal 

der Energiewert von 5 Gigawattstunden, 

geht bislang in die Tanks. Dabei 

ist die Biogasanlage, deren Fermenter- 

Technologie von der niedersächsischen 

Weltec Biopower GmbH geliefert wurde, 

erstaunlich groß. So verarbeitet sie 

aktuell rund 70.000 Kubikmeter Gülle, 

die von rund 150 Viehhaltern mit einer 

Betriebsgröße von 20 bis 200 Hektar 

Land bezogen wird. In der Mehrzahl 

sind es Schweinehalter, von denen fünf 

große gewerbliche Schweinezüchter 

sind, die ohne Land produzieren. 

Darüber hinaus werden noch 50.000 Kubikmeter Gemüse- 

und Schlachtabfälle sowie etwas Gras und Stroh 

aus kommunaler Flächenpflege vergoren. Insgesamt 

erzeugt die Anlage jährlich rund 4,5 Millionen Kubikmeter 

Biogas, an der zu einem guten Drittel der kleine 

lokale Stromnetzbetreiber Jeppo Kraft Andelslag, zu 

22,5 Prozent das Fleischverarbeitungsunternehmen 

Snellman Ab in Jakobstad und weitere sechs in der Region 

aktive Unternehmen beteiligt sind. 

Sören Antfolk, Bullenmäster, bringt im Auftrag der 

Biogasanlage in Jeppo die Gärreste auf die Felder der 

Güllelieferanten. 

Geschäftsführer Kurt Stenvall auf 

dem Gelände der Biogasanlage 

in Jeppo. 

Druckwasserwäsche veredelt das Rohgas 

Eine Verstromung ist in Jeppo wegen der niedrigen 

Einspeisevergütung bis heute keine wirtschaftliche 

Option. Stattdessen wird das Biogas mit einer Druckwasserwäsche 

zu Biomethan veredelt und zwei großen 

Unternehmen bereitgestellt. Zum einen ist es der nur 

ein paar Kilometer entfernte Hersteller von Sandpapieren, 

das Unternehmen Mirka, der das Gas per Pipeline 

für die Dampferzeugung nutzt und dafür den früher eingesetzten 

Brennstoff Holzhackschnitzel einspart. 

„Wir können unser Biomethan für den halben Preis 

im Vergleich zur festen Biomasse bereitstellen“, hebt 

Stenvall hervor. Der zweite große Gaskunde ist der Mitgesellschafter 

der Biogasanlage, der Fleischverarbeiter 

Snellman Ab im 40 Kilometer entfernt gelegenen Jakobstad; 

via Gastank-Lastzüge wird das Unternehmen 

mit Biomethan versorgt und deckt damit den Wärmebedarf 

für dessen Schinken- und Wurstherstellung. 

Dagegen spielt die Bereitstellung von Wärme qua Biogas 

in der Region von Jeppo keine Rolle. Das hat gute 

Gründe. „Nur im Süden Finnlands existiert überhaupt 

ein Gasnetz. Weiter im Norden gibt es hingegen viele 

regionale Wärmenetze, die auf der Basis von Holz 

betrieben werden“, erklärt Stenvall in seinem gemütlichen 

Büro, „das ist im Gegensatz zu Biogas von Fall zu 

Fall auch günstiger, weil in der finnischen Holzindustrie 

einfach viel Restholz anfällt.“ 

Angesichts dessen, und das wiederholt Stenvall gerne, 

sehe er für Biogas in einem CO 2 

-freien Finnland bis 

2045 vor allem in der Mobilität das eigentliche Einsatzgebiet. 

„50.000 Gasautos in Finnland bis 2030 ist 

für uns also tatsächlich eine gute Perspektive“, unterstreicht 

Stenvall und verweist 

auf einen Kraftstoffpreis, der 

unter 1 Euro liege. Allerdings 

mahnt der Biogasbetreiber 

eine langfristig verlässliche 

Energiestrategie seitens Helsinki 

und Brüssel an. 

Apropos Holz. Davon hat Finnland 

reichlich. Fast 90 Prozent 

der gesamten Landfläche ist 

von Wald bedeckt. Trotz einer 

intensiven Holz- und Papierindustrie 

wachse der Forstbestand, 

so beteuern zumindest 

die amtlichen Statistiken. Wie 

dem auch sei, die feste Biomasse 

spielt im Gegensatz zu 

anderen europäischen Ländern 

in der Energieversorgung 

eine große Rolle. Rund ein 

Fünftel des Primärenergieverbrauchs 

deckt Finnland mit 

Holz ab. Eine Besonderheit ist 

die energetische Nutzung von 

Torf, der nach finnischer Diktion 

als nachwachsender Rohstoff 

zu bewerten sei – wächst 

doch Torf, wenngleich sehr 

langsam, über einen langen 

Zeitraum nach: rund 1 Zentimeter 

pro hundert Jahre. 

Aber nicht nur die energetische 

Verwertung der festen Biomasse wird als wichtig 

erachtet, auch deren stoffliche Verwertung. Diesbezüglich 

bringt es der finnische Umweltminister Tiilikainen 

(siehe Interview auf Seite 86) auf den Punkt: „Wir wollen 

weg von der Pipeline – hin zur Kreislaufwirtschaft“. Mit 

diesem Motto will sich Finnland in Zeiten weltweit knapper 

werdender Ressourcen international positionieren; 

dafür hat die amtierende Regierung einen ambitionierten 

„Fahrplan für eine Kreislaufwirtschaft bis 2025“ 

aufgelegt. 

„50.000 Gasautos in 

Finnland bis 2030 ist für 

uns also tatsächlich eine 

gute Perspektive“ 

Kurt Stenvall 

Teil der Druckwasserwäsche, 

die das 

Rohgas reinigt, sodass 

es anschließend in 

Erdgasqualität vorliegt. 

83

International 


Der Technische Direktor 

Ilkka Virkajärvi vor der 

Biogasversuchsanlage 

bei Turku, die Stickstoff 

mikrobiologisch separiert. 

Ductor führt unter 

der Federführung von 

Virkajärvi in Laboren 

des Helsinki Science 

Park mikrobiologische 

Versuche durch. 

Kreislaufwirtschaft: mehr Werkstoffe aus 

Biomasse 

Obendrein haben die Finnen Ende 2016 in Helsinki 

den ersten internationalen Kongress zum Thema Kreislaufwirtschaft 

veranstaltet, der vom finnischen Innovationsfonds 

Sitra organisiert wurde. Die Botschaft dieses 

Kongresses war klar umrissen: Statt auf Werkstoffe mit 

fossiler Provenienz wollen die Finnen vornehmlich auf 

holzbasierte Materialien setzen. Manche Kongressteilnehmer 

träumten sogar von Flugzeugen aus Holzverbundstoffen. 

Bis es dazu tatsächlich kommt, ist sicherlich noch ein 

langer Weg zu gehen. Dass dieses Ziel aber konsequent 

verfolgt wird, bekräftigen Mitarbeiter von Sitra, die mit 

einem Jahresetat von 30 Millionen Euro aktuell den 

Schwerpunkt ihrer Aktivitäten in diesen Bereich setzen; 

so bereitet die Sitra derzeit den zweiten internationalen 

Kreislaufwirtschafts-Kongress vor, der in Japan 

stattfinden soll. 

In dieser von der finnischen Regierung proklamierten 

Etablierung einer Kreislaufwirtschaft sollen auch die 

Vorteile von Biogas eine integrale Rolle einnehmen. 

In der energetischen Verwertung von Reststoffen aus 

Landwirtschaft und Ernährungswirtschaft sowieso, aber 

auch in der Aufbereitung von urbanen und industriellen 

Abwässern. Darüber hinaus pflichtet Umweltminister 

Tiilikainen dem Biogasprozess auch hinsichtlich eines 

nachhaltig gestalteten Nährstoffmanagements eine 

große Bedeutung bei. 

Gärrestaufbereitung: Lösung von Ductor 

Große Hoffnungen setzt die Politik unter anderen in 

das noch junge finnische Unternehmen Ductor, das mit 

einigen Patenten sowohl auf spezielle Bakterienstämme 

als auch auf das Verfahren zur mikrobiologischen 

Stickstoff- und Phosphattrennung in die Biogasbranche 

drängt. Geschäftsführer Ari Ketola erläutert bei der 

Präsentation der Versuchsanlage in der Nähe der südfinnischen 

Stadt Turku, wie er sagt, “die großen Chancen 

der von seiner Firma entwickelten Biotechnologie” 

für diejenigen Biogasanlagen-Betreiber, die bislang 

ein Problem mit latenter 

Nährstoffüberfrachtung 

haben. 

Durch das neuartige Verfahren 

können Stickstoffe 

und Phosphate zukünftig 

auf kostengünstige 

Art und Weise separiert 

werden. Dies bringe zwei 

Vorteile. Einerseits können 

die von Stickstoff 

befreiten Gärreste problemlos 

aufs Feld gebracht werden, andererseits lässt 

sich die separierte Fraktion als Dünger gewinnbringend 

und gezielt im Pflanzenbau einsetzen. Ob sich die auf 

einem Flyer zu lesende Zeile „Ductors bahnbrechende 

Innovation wird die Welt verändern“ bewahrheiten wird, 

sei jedoch dahingestellt, denn eine Landwirtschaft, 

die gewerbliche Viehhaltung ohne Flächenbindung 

betreibt, steht eben im krassen Widerspruch zu einer 

Kreislaufwirtschaft und verkörpert vielmehr eine industrielle 

Wirtschaftsweise, bei der die natürlichen Kapazitäten 

der Kulturlandschaften offensichtlich schon 

heute deutlich überreizt werden. 

Ansonsten gäbe es die Nährstoffüberfrachtung in vielen 

Regionen in dem extremen Ausmaße gar nicht. 

Dass Ductor nun für diese Art von Fleischproduktion 

mit angeschlossenen Biogasanlagen eine profitable 

Lösung offeriert, ist zwar ehrenwert, aber letztlich dann 

doch nur eine Fehlerkorrektur im falschen Rahmen. 

Nichtsdestoweniger: Das Ductor-Verfahren ist nicht nur 

wegen der Novelle der Düngeverordnung hochinteressant. 

Es ist ein intelligentes Verfahren, um Nährstoffe 

nachhaltig zu managen. 

So liegen nach Aussage von Aarre Viiala, Geschäftsführer 

der deutschen Unternehmenstochter von Ductor, 

schon vier Bestellungen aus den Reihen der deutschen 

Biogaswirtschaft auf seinem Düsseldorfer Schreibtisch. 

Es fehlen nur noch die letzten Genehmigungen 

von den Behörden, dann geht es nach dem Start eines 

Versuchsreaktors im emsländischen Haren in die 

nächste Runde des finnischen Newcomers. Im Sinne 

der Kreislaufwirtschaft ist Ductor politische Rückendeckung 

aus Helsinki auf jeden Fall sicher. 

Autor 

Dierk Jensen 


Bundesstr. 76 

20144 Hamburg 

Tel. 040/88 177 776 



84


International 

Beratung · Planung · Fertigung · Montage 

seit 

1946 

Machen Sie mehr aus Ihrer Biogasanlage 

Installation und Reparatur von Pumpen, 

Rührwerken, Separatoren und Edelstahlbehältern. 

Als autorisierte Servicewerkstatt setzen wir auf 

hochwertige Komponenten unseres Partners 

HARMS Systemtechnik GmbH · Alt Teyendorf 5 · 29571 Rosche 

Telefon: 0 58 03.98 72 77 · www.harms-system.de 

Schalldämpfer · Schallschutzwände 

Maschinen-Kapselungen · Lüftungsbauteile 

Telefon (0 21 71) 70 98-0 · Telefax (0 21 71) 70 98-30 

www.stange-laermschutz.de · info@stange-laermschutz.de 

Handymat 

Störung ruft Handy 

8-12V Meldeeingänge 

2-230V Fernschalter 

Netzausfall-Akku 

Stecker-Netzteil 

Einstellungen mit 

Handymat-App 

Bollrath elektronik Tel: 02872-2503 

Die Gutachtergemeinschaft Biogas ist ein 

Team selbstständiger Experten verschiedenster 

Fachrichtungen, das Sie umfassend 

und kompetent zu allen Fragen rund 

um Biogasanlagen beraten und unterstützen 

kann. 

Gutachter 

Gemeinschaft 

Biogas 

Gutachtergemeinschaft Biogas GmbH 

Lantbertstr. 50 . 85356 Freising 

Tel +49 / 8161/ 88 49 546 

E-Mail info@gg-biogas.de 

www.gg-biogas.de 

Zweigniederlassung Lübeck: 

Ovendorferstr. 35 . 23570 Lübeck 

Tel +49 / 4502 / 7779 05 

Sachverständigenbüros 

auch in Krefeld, Burscheid (Köln) und Lüneburg 

Wertgutachten (Ertrags-, Zeit- und Verkehrswert) 

Erneuerungsgutachten zur EEG-Laufzeitverlängerung 

Schadensgutachten (Technik, Bau, Biologie) 

Bescheinigungen von Umweltgutachtern 

Gutachten zu Investitionsentscheidungen 

85

International 


Interview 

»Weg von der Pipeline-Wirtschaft, 

hin zur Bioökonomie« 

Im Gespräch mit dem finnischen Umweltminister Kimmo Tiilikainen 

von der Finnischen Zentrumspartei über die Energie- und Klimapolitik 

Finnlands. 

Interviewer: Dierk Jensen 

Biogas Journal: Herr Tiilikainen, welche 

energie- und klimapolitischen Ziele verfolgt 

die finnische Regierung? 

Kimmo Tiilikainen: Unsere Regierung bekennt 

sich klar zu den Vereinbarungen, die 

auf der Pariser Klimakonferenz getroffen 

worden sind. Wir wollen unseren Beitrag 

dazu leisten und haben dafür in 2016 

ehrgeizige Ziele gesetzt: Die Erneuerbaren 

Energien sollen in Finnland bis zum Jahr 

2030 einen Anteil von 50 Prozent am Energieverbrauch 

haben, die Kohlenutzung wird 

bis 2030 beendet sein, und wir wollen bis 

dahin die energetische Nutzung von Erdöl 

um die Hälfte kürzen. Unser aktueller Klimaplan 

beinhaltet eine Reduzierung der 

CO 2 

-Emissionen bis 2030 um 39 Prozent 

in Relation zu 2005. Und bis 2045 wollen 

wir klimaneutral sein. 

Biogas Journal: Klima- und Energiepolitik 

ist die eine Seite der Medaille. Wie beurteilen 

Sie die Bedeutung für eine nachhaltige 

Ressourcen-Wirtschaft? 

Tiilikainen: Es gibt zwei große und ernste 

Probleme in der Welt. Das erste ist der 

Klimawandel, das zweite ist der Mangel an 

Ressourcen. Beide Probleme müssen wir 

lösen, um Zukunft gestalten zu können. 

Daher hat die finnische Regierung fünf 

strategische Ziele definiert, um den Herausforderungen 

der Zukunft begegnen zu 

können. Dazu gehören die Förderung der 

Bioökonomie, der Kreislaufwirtschaft und 

der grünen Ökonomie. Wir wollen dahin. 

Nicht zuletzt deswegen haben wir den ersten 

Welt-Kreislaufwirtschafts-Kongress in 

Helsinki in 2016 veranstaltet, um diesem 

Thema eine angemessene Aufmerksamkeit 

zu geben. 

Es gilt: Weg von der Pipeline-Ökonomie, 

hin zur Bioökonomie. So war es für uns in 

der Vergangenheit wichtig, das Abwasser- 

Management zum Schutz der Ostsee zu 

etablieren, um die Nährstoffeinträge zu 

reduzieren. Allerdings reicht dies allein 

nicht. Wir müssen die Nährstoffe im Sinne 

der Kreislaufwirtschaft auch wieder dorthin 

zurückbringen, woher sie kommen. Wir 

müssen Abwässer oder landwirtschaftliche 

Abfälle so behandeln, dass die in ihr enthaltenen 

Nährstoffe gut dosiert als Dünger 

eingesetzt werden können. In diesem Kontext 

ist auch die Produktion von Biogas eine 

Option, um die Nährstoffe sinnvoller zu 

nutzen und die anfallenden Restnährstoffe 

auf Felder zurückzubringen. 

Biogas Journal: Passiert im Bereich einer 

kreislauforientierten Bioökonomie in Finnland 

denn schon Konkretes? 

Tiilikainen: Es geht im Generellen ja letztlich 

um eine industrielle Symbiose, bei der 

Bioökonomie und Kreislaufwirtschaft kombiniert 

werden. Dafür gibt es in Finnland 

bereits sehr gute Beispiele. Im Oktober 

2017 hat beispielsweise eine der größten 

Bioraffinerien in Europa im mittelfinnischen 

Äänekoski, betrieben von der Metsä- 

Gruppe, ihre Produktion aufgenommen. 

Dort ist mehr als 1 Milliarde Euro investiert 

worden. 

Der Leitgedanke bei dieser Anlage ist, wie 

die Nebenprodukte bei der Zellstoffherstellung 

optimal verwertet werden können. So 

fallen bei der Zellstofferzeugung rund 5 

bis 20 Prozent verwertbare Abfälle an, die 

schon heute rund 20 Prozent des Umsatzes 

ausmachen. Wobei es noch viele innovative 

Ideen gibt, wie diese Abfälle durch neue 

Produkte eine noch höhere Wertschöpfung 

erreichen. Klar ist doch: Wir müssen noch 

große Schritte zu Steigerung der Materialeffizienz 

gehen. 

Um diesen Prozess zu beschleunigen, stellen 

wir seitens der Regierung Fördermittel 

bereit und setzen auf enge Kooperation zwischen 

privaten Unternehmen und öffentlichen 

Institutionen. Aber unabhängig dieser 

Ansätze einer kreislaufwirtschaftsorientierten 

Bioökonomie gibt es noch einen weiteren 

Aspekt, der nicht zu vernachlässigen 

ist: Wir müssen als Verbraucher in Zukunft 

nicht mehr alles selber besitzen, wir können 

es auch teilen. 

Biogas Journal: Das klingt alles sehr gut. 

Es klingt ein bisschen so, als ob Finnland 

ein Garten Eden wäre. Jedoch gibt es einige 

Teufelchen in diesem Paradies, nämlich 

eine Handvoll finnischer Atomkraftwerke. 

Wie vereinen sie diese Atompolitik mit ihren 

ehrgeizigen klimapolitischen Plänen? 

Tiilikainen: Mmmh, da gibt es in der Tat 

unterschiedliche Haltungen gegenüber 

unserer Atomkraft. Ich würde sagen, die 

Atomkraft ist sicherlich nicht der beste Weg 

einer zukunftsfähigen Energieproduktion, 

doch ist sie immerhin CO 2 

-frei. Wir betrachten 

daher die Atomenergie mittelfristig als 

eine Komponente auf dem Weg hin zu einer 

klimaneutralen Energieerzeugung. 

Allerdings sollte man die Verhältnismäßigkeit 

nicht aus den Augen verlieren. So 

Foto: Dierk Jensen 

86


International 

macht die Elektrizität nicht mehr als 30 

Prozent des finnischen Energieverbrauchs 

aus. Das Stromsegment wird nur zu einem 

Drittel aus Atomstrom gespeist. Die größere 

Herausforderung liegt doch in den 

Sektoren Verkehr und Wärme, wo es darum 

geht, den Umbau von fossilen hin zu Erneuerbaren 

Energien voranzubringen. 

Biogas Journal: … also ist die Atomkraft 

kein Teufelszeug? 

Antwort: Ohh, (Tiilikainen macht ein kleine 

Pause) … wenn die Atomkraft in der denkbar 

sichersten und gewissenhaftesten Art 

und Weise genutzt wird, ist es, nein, kein 

Teufelswerkzeug. 

Biogas Journal: Hat die finnische Regierung 

denn eine Roadmap für den Transformationsprozess 

im Verkehrssektor? 

Tiilikainen: Wir haben in unserem Klimaplan 

klare Ziele für den Verkehrssektor gesetzt: 

50 Prozent weniger Emissionen bis 

2030 im Vergleich zum Jahr 2005. Dabei 

ist es der schnellste Weg, Emissionen im 

Verkehr zu reduzieren, indem man die erneuerbaren 

Komponenten in jedem Kraftstoff 

auf 30 Prozent bis 2030 anhebt. Wir 

bieten dazu finanzielle Anreize an, damit 

sich die Finnen für E-Fahrzeugen entscheiden. 

Ich bin mir sicher, dass damit 

den elektrischen Antriebssystemen der 

Marktdurchbruch gelingen wird. Zudem 

stehen für uns der Schwertransport sowie 

der Schiff- und Flugverkehr im Fokus, auch 

diese Bereiche müssen ihre Emissionen 

reduzieren. 

Biogas Journal: Wie ist die Haltung der finnischen 

Regierung gegenüber dem geplanten 

Gaspipeline-Projekt Nord Stream 2? 

Tiilikainen: Wir nehmen die gleiche Haltung 

wie gegenüber Nord Stream 1 ein. Es ist 

für uns keine ökonomische oder politische 

Frage, sondern eine der Umwelt. Der Bau 

einer solchen Leitung verursacht ökologische 

Effekte, bei denen wir denken, dass 

diese in der Umweltverträglichkeitsprüfung 

klar berücksichtigt werden müssen. 

Biogas Journal: Themenwechsel. Sind Sie 

zufrieden mit der derzeitigen europäischen 

Energiepolitik? 

Tiilikainen: Im Allgemeinen unterstützen 

wir die EU-Energiepolitik. Wir meinen, dass 

Vieles auf gutem Weg ist. Sind doch mit den 

europäischen Vorgaben, ob nun Elektromobilität 

oder der Ausbau des europäischen 

Netzes, gute Entwicklungen vorangebracht 

worden. Finnland eilt zwar den von der EU 

gesetzten Klimazielen weit voraus, doch 

hoffen wir daher umso mehr, dass auch die 

anderen EU-Länder nachziehen werden. 

Kein Zweifel besteht doch daran, dass die 

Preise für CO 2 

-Emissionen steigen müssen, 

damit die Klimapolitik europaweit weiter 

vorankommt. Der finnische Wald ist dabei 

eine wirksame CO 2 

-Senke. Der jährliche 

Zuwachs des finnischen Waldes bewirkt 

jährlich eine Einsparung von 40 Millionen 

Tonnen CO 2 

. Das müsste neu bewertet werden, 

damit die nachhaltige Bioökonomie 

noch größere Unterstützung findet und der 

Wald als Klimaschutz-Instrument aktiver 

als bisher eingesetzt werden kann. 

Wir in Finnland haben in den vergangenen 

Jahren das jährliche Waldwachstum 

nahezu verdoppelt, dafür muss es meiner 

Meinung nach einen noch stärkeren ökonomischen 

Anreiz geben als bisher. Klimapolitik 

muss so ausgerichtet werden, dass die 

Waldpolitik auch tatsächlich einen aktiven 

Beitrag leisten kann. 

Biogas Journal: Welche Rolle spielt Biogas 

in Finnland? 

Tiilikainen: Die Rolle von Biogas wird größer. 

Die größten Chancen liegen dabei im 

Verkehrssektor. Biomethan aus Biogas 

kann auf einfache Weise Erdgas im Verbrennungsmotor 

ersetzen. Biogas ist aber 

derzeit leider nicht profitabel allein durch 

die Energiegewinnung, sondern erst durch 

eine Kombination von energetischer und 

stofflicher Nutzung. Erst durch eine sinnvolle 

Weiterverwertung der Nährstoffe, wie 

sie in den Städten anfallen, wird Biogas 

wirtschaftlich. 

Biogas Journal: Finnische Biogaserzeuger 

kritisieren, dass es keine langfristige Biogasstrategie 

gäbe … 

Tiilikainen: Das finnische Wirtschaftsministerium 

stellt gerade deswegen finanzielle 

Mittel bereit, um die Wirtschaftlichkeit 

der Biogasproduktion in Finnland zu 

verbessern. In 2018 werden wir zusätzlich 

neue Beihilfen für die Umstellung von 

Fahrzeugen auf Gasantriebe einführen. 

Aber natürlich, wir starten auf einem niedrigen 

Niveau, und es braucht Zeit, bis sich 

dies etabliert hat. Mir ist die Kritik seitens 

der Biogasproduzenten bekannt; ja es 

stimmt, es gibt aktuell Schwierigkeiten, die 

ich nicht verleugnen kann. Wir sind aber 

dabei, substanzielle Änderungen durchzusetzen, 

um das wirtschaftliche Umfeld für 

Biogaserzeugung nachhaltig zu ändern. 

Biogas Journal: Was halten Sie eigentlich 

von der deutschen Energiewende? 

Tiilikainen: Ich bin nicht die Person, die 

Empfehlungen an die deutsche Energiepolitik 

geben mag. Ich kann als finnischer 

Umweltminister aber so viel sagen, dass ich 

schon verärgert bin, wenn schon mal vereinbarte 

Emissionsziele dann doch nicht 

erreicht werden. Wir haben europaweite 

Ziele, aber jede einzelne Regierung macht 

natürlich ihre eigene Politik. 

Biogas Journal: Der Europäische Emissionsrechtehandel 

ist ziemlich zahnlos. Die 

Preise für Emissions-Zertifikate sind am 

Boden. Wie kann man das ändern? 

Tiilikainen: Ja, die Preise sind im Moment 

eindeutig zu niedrig. Die in der Vergangenheit 

vorgenommenen Änderungen am 

Handelsschema für Emissionsrechte sind 

letztlich ein Resultat dieser niedrigen 

Preise. Ich hoffe daher, dass die Preise für 

CO 2 

-Emissions-Zertifikate wieder ansteigen 

werden, denn das ist sehr essenziell für 

eine erfolgreiche europäische Energie- und 

Klimapolitik in Zukunft. Wir müssen uns 

aber noch bis 2021 gedulden – wenn die 

nächste Handelsphase beginnt. Wenn unsere 

Bemühungen nicht ausreichen, müssen 

wir eben noch mehr machen. 

Biogas Journal: Herr Tiilikainen, vielen 

Dank für das Gespräch. 

Interviewer 

Dierk Jensen 


Bundesstr. 76 

20144 Hamburg 

Tel. 040/88 177 776 



87

International 


Indien 

Gaushalas mit 

Biogasanlagen 

verknüpfen 

Neu-Delhi 

Zurzeit arbeitet Indien intensiv an einem Konzept für Geflügel- und Milchwirtschaftsbetriebe, 

einschließlich Gaushalas, aus der Perspektive technischer, 

finanzieller und sozialer Nachhaltigkeit. Eine Gaushala ist eine Art Pflege- und 

Futterstation für Kühe in Indien. Sie konzentrieren sich aufgrund der religiösen 

Bedeutung von Kühen im Hinduismus und die damit verbundene kulturelle 

Sensibilität in Bezug auf ihr Wohlergehen auf eine gute Behandlung der Kühe. 

Von Abhijeet Mukherjee 

Zwar gibt es im ganzen Land eine 

Reihe von florierenden Geflügelund 

Milchviehbetrieben sowie 

Gaushalas, aber ihre Nachhaltigkeit 

bleibt ein Thema, das im 

Fokus behalten werden muss. Vor allem 

Gaushalas, in denen Milchvieh und andere 

Rinder untergebracht sein können, 

benötigen große Mengen Rinderfutter und 

Nahrungsergänzung, manchmal antibiotische 

Medikamente und andere Mittel. Die 

Gaushalas sind genauso wie die Milchviehwirtschaft 

in Indien in den vergangenen 

Jahrzehnten stark gewachsen, sodass im 

Land ein großer Viehbestand entstanden 

ist. Nach einem stetig wachsenden Erfolg 

bei der Milchproduktion und Viehzucht im 

Laufe der Jahre sieht sich die Branche jetzt 

mehreren Herausforderungen gegenüber. 

Ein chronischer Mangel an Rinderfutter in 

Kombination mit der schlechten Qualität 

des Futters ist zum Haupthemmnis geworden. 

Bei dem derzeitigen System intensiver 

Viehzucht wird großer Wert auf die Fütterung 

mit Konzentratfutter gelegt, was die 

Kosten für die Milchproduktion erhöht und 

den Profit für die Eigentümer/Landwirte erheblich 

gesenkt hat. 

Eine nachhaltige Milchviehwirtschaft in 

Indien ist ein neues Konzept, das die ordnungsgemäße 

und effiziente Nutzung von 

Ressourcen berücksichtigt, ohne sie auszubeuten. 

Zwar kann der Ansatz dieser 

modernen Methode für die Milchviehwirtschaft 

ausgefeilt wirken, aber die meisten 

ihrer wichtigen Elemente haben ihren Ursprung 

in traditionellen Landwirtschaftsmethoden. 

Bei den wichtigsten Aspekten der nachhaltigen 

Milchviehwirtschaft geht es um drei 

Hauptelemente: 

1. Augenmerk auf der Tierhaltung 

Die Wahl der richtigen Rasse ist der erste 

Aspekt, der in der Milchviehwirtschaft und 

in den Gaushalas berücksichtigt werden 

muss. Die meisten Landwirte wählen die 

Tierrasse ausschließlich nach dem Milchertrag, 

ohne sich Gedanken über ihre Eignung 

für das lokale Klima, die Verfügbarkeit 

von Futter, die Widerstandsfähigkeit 

gegen Krankheiten und Schädlinge und die 

Umweltbedingungen zu machen. Der indische 

Biogasverband ist der Ansicht, dass 

einheimische Rassen wie Murrah-Büffel 

oder Sindhi- oder Desi-Kühe geeigneter für 

das indische Klima sind. 

2. Blick auf das Ökosystem 

Die Rindertypen mit hohen Milcherträgen 

von heute benötigen eine stabile Versorgung 

mit Qualitätsfutter. Während das 

meiste Rinderfutter für die herkömmliche 

Milchviehwirtschaft auf dem Markt gekauft 

wird, muss nachhaltiges Milchviehfutter 

intern angebaut oder lokal im Dorf gekauft 

werden. Während Trockenfutter lokal gekauft 

werden kann, muss Grünfutter intern 

auf dem Hof angebaut werden. Bajra-Napier-Hybriden 

können auf fruchtbarem und 

gut bewässertem Land angebaut werden, 

während Guinea-Gras auf kargen, regen- 

88


International 

abhängigen Böden angebaut werden kann. 

Neben dem Anbau von organischem Futter 

ist es wichtig, sicherzustellen, dass Mist, 

Urin und andere Abfälle in einer Kompostgrube 

entsorgt werden. Nicht behandelter 

Klärschlamm sollte nicht auf Ackerflächen 

aufgetragen werden, nur kompostierte organische 

Stoffe dürfen als Dünger verwendet 

werden. Wenn jemand eine Biogasanlage 

hat, löst er nicht nur das Problem der 

Abfallentsorgung, sondern er produziert 

auch fertigen Dünger für die Feldfrüchte. 

3. Augenmerk auf der Energie 

Zwar ist die Milchviehwirtschaft keine 

energieintensive Wirtschaftsart (nicht 

bei Betrachtung der Milchverarbeitung), 

aber es besteht ein Bedarf an Strom und 

Wärme. Statt sich auf den äußerst unzuverlässigen 

Netzstrom des Elektrizitätswerkes 

zu verlassen, verwenden Landwirte 

Dieselgeneratoren, deren Betrieb teuer ist. 

Es wäre vernünftiger, Biogas zu nutzen, da 

die Brennstoffzufuhr jederzeit verfügbar 

ist. Tatsächlich kann das von einer einzigen 

Kuh erzeugte Biogas den täglichen 

Kochbedarf einer Person decken. Außerdem 

kann Biogas auch für den Zweck der 

Milcherhitzung und -kühlung verwendet 

werden. Solarstromzellen sind heutzutage 

ziemlich preisgünstig, sodass Landwirte es 

sich leisten können, ihren gesamten Haushalt 

zu beleuchten. 

Programm für Biogas in Gaushalas 

Auf diese Weise kann eine nachhaltige 

Milchviehwirtschaft nicht nur für kleine 

Landwirte erreichbar sein, sie ist auch umweltfreundlich, 

weil sie die Kohlenstoffemissionen 

verringert und die organische 

Fruchtbarkeit erhöht. Nach Schätzungen 

des Animal Welfare Board of India gibt es 

mehr als 4.000 Gaushalas, wobei rund 

1.000 von ihnen mehr als 200 Rinder aufweisen. 

In letzter Zeit hat die Regierung Programme 

zur Erzeugung von Biogas in Gaushalas 

gefördert und will den Entwicklern von 

Biogasprojekten in Gaushalas alle notwendige 

Unterstützung zukommen lassen. 

Das nationale Biogas- und Dungmanagementprogramm 

(NBMMP) und das Biogasstromprogramm 

(netzfern) (BPP) sind die 

laufenden Flagship-Programme des MNRE 

in dieser Hinsicht, die sich im Einklang mit 

den gegenwärtigen Anforderungen weiterentwickeln. 

Tatsächlich gibt es diese Programme 

zwar bereits seit mehreren Jahren, 

aber Biogasprojekte in 

Gaushalas bleiben weiterhin 

deutlich hinter ihrem 

wirklichen Potenzial zurück. 

Neben Regierungspolitik 

braucht es eine Reihe 

an Erfolgsgeschichten, die 

den notwendigen Schwung 

für Projektentwickler erzeugen, 

weitere solche Projekte 

in die Wege zu leiten. 

Eine Biogasanlage wurde 

kürzlich in der Shree Lalji 

Maharaj Gaushala in Gujarat 

errichtet. Die Anlage erzeugt 

Biogas aus Rinderdung und wandelt 

es mit einheimischer Technologie in Bio- 

CNG um. Die Gaushala hat einen Viehbestand 

von rund 250 Rindern. Eine weitere 

Gaushala mit einer ähnlichen Anzahl an 

Rindern in der Nachbarschaft stellt auch 

Futtervorräte bereit. 

Etwa 200 bis 250 Kubikmeter Biogas werden 

produziert, was wiederum rund 100 

Kilogramm Bio-CNG erzeugt, das auch als 

CBG (komprimiertes Biogas) bekannt ist. 

CBG ist eine preislich wettbewerbsfähige 

Erneuerbare Energie und wird in dem vorstehend 

aufgeführten Fall zum täglichen 

Kochen im nahegelegenen Shree Lalji Maharaj-Tempel 

für durchschnittlich 1.000 

Tempelbesucher verwendet. 

Die Kompressionsanlage für das Füllen 

des Gases in die Kaskaden wurde mit der 

Möglichkeit entwickelt, das CBG auch als 

Kraftstoff für Fahrzeuge zu nutzen. Der 

produzierte Biodünger wird in Tankwagen 

auf die in der Nähe gelegenen Felder des 

Betriebes gebracht, auf denen Baumwolle, 

Weizen, Reis, Ölsaaten und Gemüse angebaut 

werden. 

Zentrale Merkmale der Anlage: 

ffEinzelner voll durchmischter Faulbehälter 

(CSTR) auf der Grundlage eines 

modularen Faulbehälters mit faserverstärkten 

Kunststoffwänden (FRP). 

ffBetrieb bei mesophilen Temperaturen 

mit Heizung. 

ffEin richtiger eigener Mischmechanismus. 

ffDer Faulbehälter verfügt über ein 

Gasauffangsystem vom Doppelmembrantyp. 

ffGesundheits-, Sicherheits- und 

Umweltthemen (HSE) werden berücksichtigt. 

Fotos: Abhijeet Mukherjee 

Typische Gaushala in Indien, in denen Rinder gehalten werden. An 

diesen Tierhaltungsanlagen würde die Errichtung von Biogasanlagen 

zur Güllevergärung Sinn machen. 

ffGasreinigungssystem für die Entfernung 

von H 2 

S, Feuchtigkeit und CO 2 

. 

ffNur ein Mindestmaß an manuellem Eingreifen 

ist notwendig, weil die Anlage 

automatisiert ist. 

ffOnline-Analysen messen die Zusammensetzung 

des Biogases. 

Kostenökonomie 

Die Ökonomie der Errichtung solcher Anlagen 

hängt sehr stark von den lokalen Anforderungen 

ab. Nach Angaben von Atmos 

Power Pvt. Ltd. betrugen die spezifischen 

Kapitalkosten für die vorstehend beschriebene 

Anlage rund 14.000 Indische Rupien pro 

Kubikmeter (INR/m 3 ), was etwa 200 Euro/ 

m 3 entspricht – ohne das Gasaufbereitungssystem. 

Mit Gasaufbereitung sind 25.000 

INR/m 3 (etwa 360 Euro/m 3 ) aufzubringen. 

Fazit: Diese Biogasanlage dient als ein Beispiel, 

bei dem Abfall aus dem Viehsektor zur 

Ressource für den Kochbedarf geworden 

ist. Es besteht auch die Möglichkeit, das 

erzeugte CBG für den Fahrzeugtransport zu 

verwenden. Solche Biogasanlagen können 

zum Schlüssel werden, um das enorme 

Potenzial zu nutzen, das in den ländlichen 

Gegenden Indiens in den reichlichen Mengen 

von Biomasseabfällen (hauptsächlich 

in Form von Tierdung) verborgen ist! 

Autor 

Abhijeet Mukherjee 

Projektkoordinator 

Indian Biogas Association 

233, Tower-B2, Spaze-i-Tech Park, 

Sector-49, Sohna Road, Gurgaon, 

Harayana-122018, Indien 

Tel: +91 124 4988 622 

abhijeet@biogas-india.com 

www.biogas-india.com 

89

Aus der 

Verbandsarbeit 

Bericht aus der Geschäftsstelle 

Betreiberbeirat wählte und 

diskutierte Änderungen im EEG 

Das Jahr 2018 wird wieder neue Herausforderungen für die 

Biogasbranche und den Fachverband Biogas bringen: So geht 

die neue Düngeverordnung in ihr erstes vollständiges Jahr 

inklusive neuer Stoffstrombilanz und neuer Abgasgrenzwerte. 

Wir als Geschäftsstelle werden unsere Mitglieder in den vielfältigen 

Themengebieten unterstützen. Hierzu zählt neben der 

politisch-fachlichen Arbeit insbesondere die Bereitstellung von 

Arbeitshilfen und Schulungen. 

Von Dr. Stefan Rauh und Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 

Neue Jahre bringen aber nicht nur neue Herausforderungen, sondern 

auch Chancen. So ist die Durchwachsene Silphie erstmals greeningfähig 

und mit der zweiten Runde der Ausschreibungen ergeben sich 

neue Perspektiven, insbesondere für Bestandsanlagen. Hier ist der 

Verband gefordert, die Rahmenbedingungen so zu verändern, dass 

es nicht nur für einen kleinen Teil der Branche eine Perspektive gibt. 

Die Resultate der ersten Ausschreibungsrunde und die daraus resultierenden 

Forderungen für Änderungen im EEG waren zentraler Diskussionspunkt bei der 

Sitzung des Betreiberbeirat im Rahmen der Biogas Convention in Nürnberg. Die 

Betreiber sehen Änderungsbedarf insbesondere beim Vergütungshöchstwert 

(16,90 ct/kWh), der für Anlagen unter 500 kW in seltenen Fällen auskömmlich 

ist. Positiv gesehen wurden die Vorschläge der Geschäftsstelle, wonach kleinere 

Anlagen einen höheren Vergütungshöchstwert erhalten sollen. 

Sehr begrüßt wurde auch die Idee der Geschäftsstelle, die Güllekleinanlagenklasse 

für Bestandsanlagen zu öffnen, sodass eine Anschlussperspektive außerhalb 

der Ausschreibungen eröffnet wird. Kontroverser diskutiert wurde die 

genaue Ausgestaltung dieser Regelung. Einig waren sich die Betreiber, dass die 

Beschränkung auf 75 kW installierte Leistung aufgehoben werden muss, damit 

auch Betriebe mit größerem Gülleaufkommen diesen Weg nutzen können. Allerdings 

konnte hier die Frage der Vergütungshöhe und Größenbegrenzung nicht 

abschließend geklärt werden. 

Neben fachlichen Diskussionen fand auch die Wahl der Sprecher des Betreiberbeirat 

für die kommende Amtszeit des Präsidiums statt. Neuer Sprecher des 

Betreiberbeirates ist der bisherige Stellvertreter Winfried Vees aus Baden-Württemberg. 

Der neue Stellvertreter ist Hennig Gottschalk aus Niedersachsen. Der 

90


Verband 

Fachverband präsent auf CSU-Bundesparteitag 

Foto: Thomas Geiger Fotos: AEE e.V. 

Gemeinsam mit dem Bundesverband Erneuerbare 

Energie e.V. und anderen befreundeten Verbänden 

hat der Fachverband Biogas im Wahljahr 2017 

besondere Präsenz auf den Bundesparteitagen 

verschiedener Parteien gezeigt. Der Gemeinschaftsstand, 

auf dem sich Besucher und Delegierte zu 

allen Erneuerbaren gleichermaßen informieren 

Von links: Dr. Stefan Rauh, Präsidiumsmitglied Josef Götz, der neue stellvertretende Betreiberbeiratssprecher 

Henning Gottschalk, der langjährige Betreiberbeiratssprecher Erhard Oelsner, der neue Betreiberbeiratssprecher 

Winfried Vees und Fachverbandspräsident Horst Seide. 

langjährige Sprecher Erhard Oelsner aus 

Thüringen wurde für sein Engagement mit 

der Ehrennadel ausgezeichnet. 

Neue Formaldehydemissionswerte 

ab 2018 

Wie bereits im Oktober 2017 bekanntgegeben, 

hat die Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft 

Immissionsschutz (LAI) eine 

Absenkung des bisherigen Emissionswertes 

zum Erhalt des Luftreinhaltebonus von 40 

Milligramm pro Kubikmeter (mg/m³) auf 

jetzt neu 20 mg/m³ ab dem 1. Juli 2018 

beschlossen. Im Rahmen eines Workshops 

auf der Biogas Convention wurde von Behördenseite 

klar geäußert, dass sowohl der 

neue Emissionswert als auch der Stichtag 

konnten, wurde von den Entscheidungsträgern 

sehr gut 

angenommen. Egal, ob bei 

den Grünen, der SPD oder der 

CSU – die jeweilige Parteiprominenz 

ließ sich gerne mit 

Botschaften Pro Erneuerbare 

ablichten. 

Und nicht nur das: Es wurde 

auch intensiv darüber diskutiert, 

was nun als nächstes 

geschehen muss in der Energiewende. 

Von Kohleausstieg 

über CO 2 

-Preis bis hin zu 

Perspektiven für Biogas in den Ausschreibungen 

oder im Kraftstoffmarkt – alle Brennpunkte wurden 

thematisiert. 2018 wird die Reihe fortgesetzt – als 

nächstes hat bereits die CDU einen Parteitag anvisiert, 

wenn auch noch ohne fixen Termin. Fehlt also 

zur Einhaltung das Ergebnis harter Verhandlungen 

sind und auch wesentlich striktere 

Vorschläge in der Diskussion der zuständigen 

LAI vorlagen. 

Seitens des Fachverbandes wird derzeit 

ein Liste möglicher Anbieter von Gasreinigungs- 

und Abgasnachbehandlungssystemen 

sowie Messinstituten erstellt, um den 

Umrüst- und Messbedarf auf den Anlagen 

zu kanalisieren und zu unterstützen. Sollte 

sich die Befürchtung bestätigen, dass die 

vorhandenen Kapazitäten an Abgasnachbehandlungssystemen 

und Messeinrichtungen 

nicht ausreichen, um die Frist einzuhalten, 

wird der Fachverband bei der LAI noch 

einmal eindringlich eine Fristverlängerung 

fordern. Weitere Details und Empfehlungen 

„nur noch“ eine Regierung, um die nächste Phase 

der Energiewende einzuläuten und endlich wirklich 

die Weichen für den Klimaschutz zu stellen. 

Text: Sandra Rostek 

zum Luftreinhaltebonus fasst der Fachverband 

in aktuellen Betreiberfaxen und Firmenrundmails 

zusammen. 

Neben der Frist zum Erhalt des Luftreinhaltebonus 

weist der Fachverband Biogas nochmal 

auf den Stichtag der Biogasanlagen hin, 

die im Jahr 2015 einen Formaldehydgrenzwert 

von größer 40 mg/m³ hatten (siehe LAI- 

Vollzugsempfehlung vom Dezember 2015). 

Diese Anlagen müssen bereits ab dem 5. Februar 

2018 einen Emissionswert von 30 mg/ 

m³ einhalten, ungeachtet des Luftreinhaltebonus, 

der über das EEG geregelt ist. 

Baustelle „zur Prüfung 

befähigte Person“ 

Wie bereits berichtet, gibt es seit März 

2017 intensive Diskussionen über die 

notwendige Qualifikation von zur Prüfung 

befähigten Personen gemäß Betriebssicherheitsverordnung 

(BetrSichV). In einem 

Gerichtsverfahren in Schleswig-Holstein 

wurde durch das Gericht geäußert, dass ein 

Maschinenbaustudium nicht als einschlägiges 

Studium gemäß Pkt. 3.3 Anhang 2 

der BetrSichV eingestuft wird. Eine solche 

Sichtweise hätte dramatische Folgen für 

die Biogasbranche, da ein Großteil der zur 

Prüfung befähigten Personen ein solches 

Maschinenbaustudium vorweist. 

Aus diesem Grund hatte der Fachverband 

das Problem intensiv in relevante Bund- 

Länder-Arbeitsgruppen getragen und auf 

eine Konkretisierung der Frage in der dafür 

relevanten Technischen Regel für Betriebs- 

91

Verband 


Neue Mitarbeiter im Fachverband 

Jenny Förster ist 

seit dem 1. Dezember 

im Referat Energierecht 

und -handel als 

Volljuristin tätig. 

Die gebürtige Leipzigerin 

hat das Jurastudium 

mit Schwerpunkt 

des internationalen 

Privatrechts an der 

Universität Leipzig mit dem 1. Juristischen Staatsexamen 

abgeschlossen. 

Die juristische Praxisausbildung, das Referendariat, 

hat sie in Oberbayern am Landgericht Ingolstadt 

und Oberlandesgericht München absolviert. In Bayern 

hat sie auch das 2. Juristische Staatsexamen 

absolviert. Während der Ausbildung hat Förster das 

juristische Handwerk unter anderem als langjährige 

wissenschaftliche Mitarbeiterin der Kanzlei Wittner 

Rechtsanwälte in Leipzig gelernt. 

Markus Fürst ist seit 

Januar dieses Jahres 

der neue Berater für 

Entwicklungszusammenarbeit 

und Wirtschaft 

(EZ-Scout). 

Als Nachfolger von 

Clemens Findeisen 

unterstützt Markus Fürst im Auftrag des Bundesministeriums 

für wirtschaftliche Zusammenarbeit 

und Entwicklung (BMZ) den Fachverband und seine 

Mitglieder beim Engagement in Entwicklungs- und 

Schwellenländern. Zu seinem Aufgabenspektrum 

gehören vor allem die Vernetzung der Angebote der 

deutschen Entwicklungszusammenarbeit (EZ) und 

der Unternehmen der Biogas- und Bioenergiebranche. 

Fürst ist seit 15 Jahren in der deutschen Biogasbranche 

zu Hause und war bereits für einige der großen 

Biogas-Unternehmen aus Anlagenbau und -Betrieb in 

Schlüsselpositionen des Bereichs Projektentwicklung 

und -management tätig. In den vergangenen drei 

Jahren beriet er im Auftrage des BMZ mehrere Privatsektor-Fachverbände 

in Uganda (Ostafrika), darunter 

die Uganda National Biogas Alliance (UNBA). 

Ramona Weiß ist 

seit dem 15. November 

2017 im Referat 

Abfall, Düngung und 

Hygiene in Freising 

tätig. Als Fachreferentin 

in diesem Bereich 

übernimmt sie die bisherigen 

Aufgaben von 

Florian Strippel, der fortan die Service GmbH leitet. 

Nach ihrem geowissenschaftlichen Bachelorstudium 

hat Weiß ein Masterstudium in Umweltplanung und 

Ingenieurökologie an der Technischen Universität 

München-Weihenstephan absolviert. Die Schwerpunkte 

dabei waren „Regenerative Energien und 

Nachwachsende Rohstoffe“ sowie „Umweltrecht“. 

Ihr umweltpolitisches Interesse brachte die gebürtige 

Münchnerin in ihrer Projektarbeit über die Stromerzeugung 

in Bayern mittels Regenerativer Energien 

ein. Mit einer Masterarbeit zur Bioabfallverwertung 

im Landkreis Fürstenfeldbruck erstellte Ramona Weiß 

eine Machbarkeitsstudie zu Errichtung und Betrieb einer 

landkreiseigenen Biogasanlage und weckte damit 

großes Interesse weit über den Landkreis hinaus. 

Erhard Oelsner (links) aus Thüringen wurde von 

Dr. Stefan Rauh, Geschäftsführer Fachverband 

Biogas e.V., für sein langjähriges Verbands- 

Engagement mit der Ehrennadel des Fachverbandes 

Biogas ausgezeichnet. 

Foto: Fachverband Biogas e.V. 

sicherheit (TRBS) 1203 gedrängt. Aktuell 

zeichnet sich ab, dass die TRBS 1203 im 

Rahmen der anstehenden Überarbeitung 

in diesem Punkt neu formuliert wird. Die 

bereits seit Längerem in Planung befindliche 

Qualifizierung der Befähigten Personen 

durch den Fachverband Biogas wird an die 

besonderen Bedürfnisse in Bezug auf notwendige 

Kenntnisse im Bereich Elektrotechnik 

angepasst und soll im ersten Halbjahr 

2018 starten. 

Im Schulungsverbund Biogas stehen derzeit 

weitere Aufnahmen neuer Bildungseinrichtungen 

an sowie die ersten nach 

vier Jahren erforderlichen Auffrischungsschulungen 

gemäß der Technischen Regel 

für Gefahrstoffe (TRGS) 529. Hierzu 

hatte sich der Schulungsverbund Biogas 

seine geplanten Schulungsinhalte und 

den eintägigen Umfang bereits durch die 

relevanten Gremien auf Bund-Länder-Ebene 

bestätigen lassen. Ob und wie andere 

Auffrischungsschulungen außerhalb des 

Schulungsverbundes den Anforderungen 

der TRGS 529 gerecht werden, muss durch 

die jeweiligen Anbieter oder durch den Betreiber 

abgeklärt werden. 

Sitzung des Firmenbeirates 

Im Rahmen der Biogas Convention fand 

die 3. Sitzung des Firmenbeirats im Jahr 

2017 statt. Ein wichtiges Thema dabei war, 

wie die Nachfolge für die Herren Spurk und 

Gayer, die aus dem Gremium ausgeschieden 

sind, zu regeln sei. Nachdem Neuwahlen 

in Verbindung mit einer Firmenvollversammlung 

abgelehnt worden waren, wurde 

beschlossen, auf Kandidaten des letzten 

Wahlgangs zurückzugreifen. So werden 

aus dem Kreise der Anlagenhersteller Jörg 

Meyer zu Strohe von der Firma PlanET sowie 

aus dem Kreis der Planer Alfons Himmelstoß 

von der Firma AEV Systems in den 

Firmenbeirat nachberufen. Weiterhin wurde 

neben aktuellen Themen wie der Güllelagerproblematik 

in Schleswig-Holstein 

und der TRAS 120 über notwendige EEG- 

Anpassungsmaßnahmen in den Bereichen 

Güllekleinanlagen und Flexibilisierung diskutiert. 

Für 2018 will der Firmenbeirat verstärkt 

aktuelle Themen in Form von Firmenfachgesprächen 

aufgreifen und erörtern. 

Referat International 

Im Rahmen der Biogas Convention fand 

auch ein Treffen der Arbeitsgruppe International 

im Fachverband Biogas statt. 

Themen dieser Sitzung waren neben einem 

interessanten Bericht zu den asiatischen 

Märkten (Vincent Choy, Asia Pacific Biogas 

Alliance) auch eine Vorstellung der Finanzierungs- 

und Partnerschaftsangebote der 

deutschen Entwicklungszusammenarbeit 

(Verick Schick, Agentur für Wirtschaft & 

Entwicklung) sowie eine Vorstellung der 

internationalen Aktivitäten des Fachverbandes 

Biogas. 

Seit dem 2. Januar 2018 steht als Nachfolger 

von Clemens Findeisen Markus Fürst 

als neuer EZ-Scout zu allen Fragen rund um 

92


Erste Mitarbeiter 

in den Ruhestand 

verabschiedet 

Agnes Koch, die viele Jahre im Bereich der Verwaltung 

des Fachverbandes Biogas e.V. tätig war, 

wurde in Nürnberg im Rahmen der Biogas Convention 

offiziell in den Ruhestand verabschiedet. 

Dr. Claudius da Costa Gomez, Hauptgeschäftsführer 

des Fachverbandes Biogas e.V., hielt die 

Dankesrede und überreichte ein Geschenk. 

Ebenfalls in den Ruhestand verabschiedet wurde 

Volker Schulze, der das Regionalbüro Ost 

als Regionalreferent aufgebaut und geleitet hat. 

Er bleibt dem Fachverband noch eine Weile erhalten, 

da er stundenweise im Mitgliederservice 

tätig sein wird. 

die Themen Finanzierungs- und Partnerschaftsangebote 

der deutschen Entwicklungszusammenarbeit 

im Fachverband zur 

Verfügung. 

EU-Parlament stimmt für 

Änderungen beim Greening 

Mitte Dezember wurden im EU-Parlament 

Änderungen bei der EU-Agrarpolitik verabschiedet. 

Damit wird ab 2018 die Liste 

der ökologischen Vorrangflächen innerhalb 

der Vorgaben zum Greening erweitert. Neu 

aufgenommen wurden: 

ffFlächen mit Durchwachsener Silphie 

Silphium perfoliatum (Faktor: 0,7) 


ffFlächen mit Miscanthus (Faktor: 1,0) 

ffFür Honigpflanzen genutzte Brachflächen 

(mit pollen- und nektarreichen 

Arten) (Faktor: 1,5). 

Dank der Unterstützung des EU-Abgeordneten 

Albert Dess wurde damit ein Teil der 

langjährigen Forderungen des Fachverbandes 

Biogas bei den Änderungen umgesetzt. 

In den Stellungnahmen und bei den Besuchen 

in Brüssel hatte der Fachverband sogar 

weitreichendere Ergänzungen (Riesenweizengräser, 

Mischkulturen) gefordert, die leider 

nicht vollständig aufgenommen wurden. 

Der Fachverband Biogas wird sich weiter 

für günstige Rahmenbedingungen für alternative 

Energiepflanzen einsetzen. In 

diesem Zusammenhang ist auch eine Informationsoffensive 

unter anderem zur 

Durchwachsenen Silphie im Biogas Journal 

geplant. Darüber hinaus wird die Seite 

http://www.farbe-ins-feld.de/ grundlegend 

überarbeitet, um den Mitgliedern mehr Informationen 

bereitzustellen. 

CLENS-Insolvenz und ihre Folgen 

Die Insolvenz von CLENS, einem Direktvermarkter 

von Strom, überraschte die Geschäftsstelle 

im November. Dank der guten 

Zusammenarbeit der Referate Mitgliederservice 

und Energierecht und -handel mit 

den Gremien (Arbeitskreis Direktvermarktung, 

Betreiberexpertengruppe Direktvermarktung, 

Juristischer Beirat) gelang 

es in enger Abstimmung mit betroffenen 

Betreibern und dem Insolvenzverwalter, 

die Mitglieder immer mit aktuellen Informationen 

zu versorgen. Durch das positive 

Zusammenwirken aller Beteiligten wurde 

das Ziel erreicht, die Branche vor größerem 

Schaden zu bewahren. Im Januar sind 

schon Gespräche mit den genannten Gremien 

geplant, um in einer Arbeitshilfe die 

Erfahrungen der letzten Wochen festzuhalten 

und für den Fall der Fälle den Mitgliedern 

gebündelt zur Verfügung stellen zu 

können. 

Autor 

Dr. Stefan Rauh 




Angerbrunnenstr. 12 ∙ 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 

E-Mail: info@biogas.org 

93 

Nutzen Sie die Flexibilisierungsprämie 

und sichern Sie sich 

Verband 

neue Einkünfte neben der Landwirtschaft! 

Mit PlanET 2018 

in die Flexprämie 

Mit dem PlanET Rendite-Konzept 

„BHKW Flex“ sind Sie auf der 

sicheren Seite: 

• Rendite finanziert Ihre Investition 

• Stabiles Ertragsmodell für 

Altanlagen 

• Sicherer Einstieg in die Flexibilitätsprämie 

Unsere Lösung für Bestandsanlagen: 

Das PlanET Gasmanagement. 

PlanET eco ® Gasakku 

• Herstellerunabhängige 

Flex-Technik 

• Einfache Nachrüstung 

• Kostengünstiger Speicherraum 

www.planet-biogas.com 

Telefon 02564 3950 - 191

Verband 


Regionalgruppe Oberbayern 

Umweltministerin besuchte 

Biogasanlage Hintermaier 

In der Regionalgruppe Oberbayern fanden 

im Jahr 2017 zahlreiche Veranstaltungen 

statt: Regionalgruppentreffen, 

bei denen wichtige Fachthemen vermittelt 

wurden, aber auch einige politische 

Termine mit Bundestags- und Landtagsabgeordneten 

im Rahmen der Öffentlichkeitsarbeit. 

Hier war sicherlich der Besuch von 

Ulrike Scharf, Umweltministerin in Bayern, 

auf der Biogasanlage Hintermaier ein besonders 

öffentlichkeitswirksamer Termin 

mit positiver Resonanz in der Presse. 

Die letzte Zusammenkunft in 2017 fand 

am 27. November im Landkreis Trostberg 

statt. Hier fanden sich knapp 90 Teilnehmer 

ein, um sich über die neue Düngeverordnung 

und die neue AwSV und deren 

Auswirkungen auf Biogasanlagen zu informieren. 

Florian Strippel, Ansprechpartner 

der Fachverband Biogas Service GmbH, 

stellte die neuen Anforderungen sehr anschaulich 

und informativ dar. 

Als weiterer Referent konnte Alois Ilmberger, 

FZ Agrarökologie Pfaffenhofen, gewonnen 

werden. Zuständig für die Region 

berichtete er über Fachrechtskontrollen 

zur Verbringungs- und Düngeverordnung. 

Er wies eindringlich auf die Melde-, Mitteilungs- 

und Aufzeichnungspflichten hin und 

stellte den fachrechtlichen Kontrolltatbestand 

auf Grundlage der neuen Düngeverordnung 

dar. 

Ein weiterer Termin steht bereits fest: Am 1. 

Februar 2018 trifft sich die Regionalgruppe 

in 84435 Lengdorf. Hierfür konnte unter 

anderem bereits Rechtsanwalt Dr. Helmut 

Loibl als Referent gewonnen werden. 

Autorin 

Helene Barth 


Regionalgruppe Niederbayern 

Biogasstammtisch: Ergebnisse der ersten 

Biomasse-Ausschreibung vorgestellt 

Die Regionalgruppe lud am 28. 

November zum 45. Biogasstammtisch 

nach Rottersdorf 

bei Landau ein. Zahlreiche 

Betreiber von Biogasanlagen 

informierten sich über die Ergebnisse der 

ersten Biomasse-Ausschreibung im September 

und die Änderungsvorschläge des 

Fachverbandes. 

Der Geschäftsführer des Fachverbandes 

Biogas, Dr. Stefan Rauh, analysierte die 

Umsetzung der ersten Ausschreibung für 

Biomasseanlagen. Zu Beginn erläuterte 

Rauh die Rahmenbedingungen für die Teilnahme 

an einer Ausschreibung. Wichtig sei, 

dass Bestandsanlagen für eine Anschlussförderung 

an der Ausschreibung teilnehmen 

müssten. Der Gebotshöchstwert lag dieses 

Jahr bei 16,90 ct/kWh, zudem sei der Wert 

begrenzt auf die Höhe der bisher ausgezahlten 

Vergütung. Nach einem Zuschlag sei 

der Wechsel in die neue Vergütungsphase 

frühestens nach 12 und spätestens nach 36 

Monaten zu vollziehen. Insgesamt habe der 

Anlagenbetreiber die Möglichkeit, an drei 

Ausschreibungen teilzunehmen. 

Für eine Anschlussvergütung müssten unterschiedliche 

technische Voraussetzungen 

eingehalten werden, so Rauh. So müsse 

zum Beispiel auf der Anlage eine gasdichte 

Mindestverweilzeit von 150 Tagen eingehalten 

werden. Zusätzlich müsse bedarfsgerecht 

Strom erzeugt werden können. Der 

Nachweis erfolge durch eine Bestätigung 

des Umweltgutachters. Eine weitere Voraussetzung 

für eine Vergütung sei der Maisdeckel, 

der den Anteil von Mais auf 50 Prozent 

des gesamten eingesetzten Substrats 

verringere. 

Die erste Ausschreibung für Biomasseanlagen 

fand am 1. September 2017 statt. 

Von dem gesamten Ausschreibungsvolumen 

von 122 MW installierter Leistung 

wurden 77 Prozent nicht ausgeschöpft, so 

Rauh. Diese nicht bezuschlagte Leistung 

werde im Jahr 2018 neu ausgeschrieben. 

Bei einer Teilnahme an der Ausschreibung 

müsse der Anlagenbetreiber eine finanzielle 

Sicherheit hinterlegen sowie eine gültige 

Genehmigung vorweisen. Diese müsse für 

Neuanlagen aus dem Jahr 2017 sein und 

bei Bestandsanlagen noch mindestens zehn 

Jahre gültig sein. 

Als Zwischenfazit nach der ersten Durchführung 

der Ausschreibung fasste Rauh zusammen, 

dass die Rahmenbedingungen weiter 

zu verbessern seien. So fordere der Fachverband 

unter anderem, den Ausschreibungsturnus 

auf zwei Ausschreibungen pro Jahr 

anzuheben. Der Vergütungszeitraum sei bei 

einem vorzeitigen Wechsel zu erhöhen und 

der Gebotshöchstwert müsse höher angesetzt 

werden. Aktuell werden weitere Wünsche 

an das neue Ausschreibungsmodell intern 

diskutiert, so Rauh. Jedoch seien viele 

Forderungen abhängig von den zukünftigen 

politischen Rahmenbedingungen. 

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

94


Verband 

Regionalgruppe Schleswig-Holstein 

Kooperation mit der Netzwerkagentur 

Erneuerbare Energien Schleswig-Holstein (EE.SH) 

Der Fachverband Biogas, Regionalgruppe 

Schleswig-Holstein, 

hat einen neuen Kooperationspartner: 

die Netzwerkagentur 

Erneuerbare Energien Schleswig-Holstein 

(EE.SH). Die EE.SH wurde 

gegründet, um die wirtschaftlichen Chancen 

zu fördern, die sich für schleswigholsteinische 

Unternehmen aus der Energiewende 

ergeben. Hier bietet sich eine 

Kooperation mit den unterschiedlichen 

Verbänden der Erneuerbaren-Branche an. 

Im Bereich Biogas sollen gemeinsam die 

Themen Direktvermarktung und Kopplung 

von Strom- und Wärmesektor aufgenommen 

werden. 

Die erste gemeinsame Veranstaltung zur 

neuen Düngeverordnung in den Räumen 

der Fachhochschule Kiel in Osterrhönfeld 

war mit 100 Teilnehmenden und hochkarätigen 

Referenten gleich ein Erfolg. Dr. Uwe 

Schleuß vom Ministerium für Energiewende, 

Landwirtschaft, Naturschutz und Digitalisierung 

erklärte, dass die Verordnung 

bundesweit gelte, allerdings durch Ausführungsbestimmungen 

der Länder ergänzt 

werde. Insbesondere in den Stickstoff- und 

Phosphatüberschussgebieten müssen betriebliche 

Anpassungen erfolgen. 

Foto: Silke Weyberg 

Dr. Helmut Loibl, Rechtsanwalt und Sprecher 

des juristischen Beirats des Fachverbandes, 

ging schwerpunktmäßig auf die 

Lagerkapazitäten und die erweiterten Ausbringungssperrfristen 

ein. Es gilt zu prüfen, 

ob die Lagerkapazitäten ausreichen und die 

neuen Anforderungen an den Bau von Gärrestlagern, 

die in der AwSV festgelegt sind, 

zu beachten. Hans-Ulrich Martensen, Sprecher 

der Regionalgruppe Schleswig-Holstein, 

sah zusätzliche Anforderungen auf 

die Biogasanlagenbetreiber zukommen. Die 

genehmigungsrechtlichen Voraussetzungen 

für den Bau von Gärrestlagern müssen gegeben 

sein und die Ausweitung der Dokumentationspflichten 

wird für viele Anlagenbetreiber 

eine echte Herausforderung sein. 

Erste gemeinsame Fachveranstaltung der Regionalgruppe 

Schleswig-Holstein und der Netzwerkagentur 

Erneuerbare Energien Schleswig-Holstein 

(EE.SH) in der FH Kiel. 

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 

IHR KRAFTWERK: 

FLEXIBEL & OPTIMIERT. 

Wir machen Ihre KWK-Anlage fit! 

Besuchen Sie uns auf der 

E-world energy & water 

vom 6.-8. Februar 2018 

Halle 1, Stand 200 

Profitieren Sie von unseren Optimierungslösungen: 

Prognose der Lasten für alle 

Commodities 

Berechnung der bestmöglichen 

Anlagenfahrpläne 

Haben Sie Fragen zum Cross-Commodityund 

Demand-Side-Management? 

natGAS Aktiengesellschaft Tel: +49 331 2004 0 

Jägerallee 37 H Fax: +49 331 2004 199 

14469 Potsdam info@natgas.de 

Deutschland 

www.natgas.de 

Zugang zu allen Märkten 

Direktvermarktung von Strom aus EE- und KWK- 

Anlagen 

Integrierter Ansatz von Stromhandel und Technik 

95

Verband 


Die Regionalgruppen in Niedersachsen haben gewählt 

und trafen sich zu einer Klausurtagung im 

Landvolkhaus in Niedersachsen. Themen waren die 

Planung der Winterarbeit und drängende inhaltliche 

Fragen wie neue Grenzwerte für den Luftreinhaltebonus 

oder aber auch die Umsetzung 

von AwSV und Düngeverordnung. 

Regional 

büro 

NORD 

Bei den Themen wird auch eng mit dem 

Landvolk Niedersachsen innerhalb des Biogasforums 

kooperiert. Die politische Lobbyarbeit soll in 

Zukunft innerhalb des LEE in Niedersachsen koordiniert 

werden, der federführend vom BWE und 

vom Fachverband vorangetrieben wird. Daher war 

ein Teil der Klausurtagung dem Austausch mit den 

Vertretern des BWE in Niedersachsen gewidmet 

über die zukünftige Arbeit. 

Foto: Fachverband Biogas e.V. 

Sicherheit auf Biogasanlagen in Chile 

In vielen Schwellen- und Entwicklungsländern 

stellt das Thema Sicherheit 

auf Biogasanlagen eine grundlegende 

Basis für ein weiteres erfolgreiches 

Wachstum dar. Im Rahmen eines Anfang 

November 2017 durch die Deutsche 

Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit 

(GIZ) sowie weitere chilenische 

Partner organisierten Workshops zum Thema 

Sicherheit auf Biogasanlagen konnte 

der Fachverband Biogas seine umfangreichen 

Kenntnisse und Erfahrungen durch 

den Geschäftsführer Manuel Maciejczyk 

einbringen. 

In diversen Diskussionsrunden wurden neben 

einer Vorstellung des deutschen Biogasmarktes 

auch die komplexen Themen 

„Gefährdungen und Sicherheitsmaßnahmen“, 

„Erfahrungen aus Schadensfällen 

und Unfällen“ sowie „Positive Praxisbeispiele“ 

intensiv diskutiert. Die Tatsache, 

dass der Sitzungsraum aus allen Nähten 

platzte und fast 100 Teilnehmer anwesend 

waren, zeigt das Interesse der dortigen 

Biogasbranche und Behördenvertreter an 

dem Thema. 

Erfreulicherweise war auch festzustellen, 

dass der vom Fachverband Biogas erstellte 

Leitfaden „Safety first! Guidelines for the 

safe use of biogas technology“ in seiner 

spanischen Version teilweise die 

Grundlage einer chilenischen Biogasnorm 

darstellt. In der „Reglamento 

de Seguridad Nacional“, 

die seit Mitte 2017 

veröffentlicht ist, finden 

sich zahlreiche in Deutschland 

bekannte und bewährte 

Anforderungen an 

den sicheren Betrieb von 

Biogasanlagen. Insbesondere für Deutsche 

Biogasunternehmen dürfte das damit eingeführte 

Sicherheitsniveau bekannt sein 

und einen Vorteil gegenüber qualitativ und 

preislich niedriger angesiedelten Konkurrenten 

aus dem Ausland bringen. 

Weitere Diskussionspunkte im Rahmen 

des Workshops und der Besichtigung einer 

Abwasserbehandlungsanlage mit 8 Megawatt 

elektrischer Leistung in der Nähe 

von Santiago de Chile waren die sichere 

Instandhaltung, das Thema Qualifizierung 

und der Brandschutz auf Biogasanlagen. 

An dieser Stelle sei auch nochmal der GIZ 

für die hervorragende Organisation der Veranstaltung 

gedankt. 

Autor 




Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 


Foto: Manuel Maciejczyk 

96


Verband 

Repowering 

Flexibilisierung 

Gärrestaufbereitung 

Wärmespeicher 

Greenline GmbH & Co KG 

Jägerweg 12 · 24941 Flensburg 

WOLF SYSTEM GMBH | Am Stadtwald 20 | 94486 Osterhofen 

+49 (0) 9932 37-0 | mail@wolfsystem.de | WWW.WOLFSYSTEM.DE 

Tel. 0461 3183364-0 

www.greenline-energy.de 

BIOGASBEHÄLTER – Fermenter, Gärrestlager, Vorgruben, ... 

Bauen mit System! 

© Fotolia.com – Jarous 

www.pronova.de 

Für den weiteren Ausbau unseres Teams suchen wir einen 

Vertriebsmitarbeiter (m/w) für den Bereich 

Rauchgas und Biogasanalyse 

Innen- und Außendienst 

Einsatzort: Berlin 

Wir bieten 

• Abwechslungsreiche Tätigkeiten 

• Flache Hierarchien 

• Fachliche und persönliche Entwicklungsmöglichkeiten 

• Stabile Arbeitsverhältnisse 

• Kollegiales Arbeitsklima 

Ihre Aufgaben 

• Kundenakquise bundesweit auch vor Ort, teilweise europ. Ausland 

• Klärung der Applikationen beim Kunden und Erstellung des 

Angebotes nach Rücksprache Technik 

• lfd. Kundenbetreuung 

• Ideen zur Produktweiterentwicklung 

• Erschließung neuer Märkte 

Ihr Profil 

• Abgeschlossene technische Berufsausbildung mit kaufmännischem 

Hintergrund 

• Idealerweise mehrjährige Berufserfahrung im Bereich Vertrieb; 

Wir geben aber auch Berufsanfängern eine Chance 

• Hohe Kunden- und Serviceorientierung 

• Bereitschaft zu deutschlandweiten Reisen 

• Englischkenntnisse 

• Selbstständige und strukturierte Arbeitsweise 

Haben wir Ihr Interesse geweckt? Dann senden Sie uns bitte 

Ihre aussagefähige Bewerbung mit Gehaltsvorstellung an: 

karriere@pronova.de 

Ihre Alte ist nicht dicht? 

Dichten durch Beschichten! 

Beschichtung als Betonschutz 

und / oder Dämmung, 

ihrer alten oder neuen 

Biogasanlage / Güllebehälter. 

Tel. 03525/8753610 

www.nilpferdhaut.de 

www.pronova.de 

Für den weiteren Ausbau unseres Serviceteams suchen wir 

Mitarbeiter/Techniker (m/w) für den 

Service von Biogas-Analysesystemen 

Mitarbeiter (m/w) Innendienst, Mitarbeiter (m/w) Außendienst 

Einsatzort: Berlin 

Wir bieten 

• Abwechslungsreiche Tätigkeiten 

• Flache Hierarchien 

• Fachliche und persönliche Entwicklungsmöglichkeiten 

• Stabile Arbeitsverhältnisse 

• Kollegiales Arbeitsklima 

Ihre Aufgaben 

• Betreuung und Ausführung von Wartungsmaßnahmen 

bundesweit vor Ort 

• Inbetriebnahme von Neugeräten und Konfiguration der 

Geräte nach Kundenanforderungen 

• Behebung von Störungen sowie Fehleranalyse 

• Ersteinweisung der Kunden 

• Kundenbetreuung und Beratung 

Ihr Profil 

• Abgeschlossene Berufsausbildung zum Mechaniker, 

Elektriker oder Mechatroniker 

• Idealerweise mehrjährige Berufserfahrung im Bereich Service; 

Wir geben aber auch Berufsanfängern eine Chance 

• Hohe Kunden- und Serviceorientierung 

• Bereitschaft zu deutschlandweiten Reisen 

• Englischkenntnisse 

• Selbstständige und strukturierte Arbeitsweise 

Haben wir Ihr Interesse geweckt? Dann senden Sie uns bitte 

Ihre aussagefähige Bewerbung mit Gehaltsvorstellung an: 

karriere@pronova.de 

97

Verband 


Wohlklingende Passagen 

im Koalitionsvertrag 

In Niedersachsen hat die Große Koalition den Weg für die kommenden 

fünf Jahre definiert. Die Branche der Erneuerbaren zeigt sich einigermaßen 

optimistisch – auch wenn die Pläne der neuen Landesregierung 

oft unkonkret bleiben. 


Immerhin sitzt Praxiserfahrung mit Biogas 

nun auch am Kabinettstisch von 

Hannover. Landwirtschaftsministerin 

Barbara Otte-Kinast (CDU) betreibt 

eine Anlage auf ihrem Hof in Beber 

(Bad Münder). Sie ist auch sonst bestens 

mit den Belangen der Landwirtschaft vertraut 

– als Vorsitzende des Niedersächsischen 

LandFrauenverbandes Hannover, 

als Mitglied im Landvolkvorstand, als Mitglied 

des Finanzausschusses der Landwirtschaftskammer 

Niedersachsen. 

Auch der neue Umweltminister Olaf Lies 

(SPD) habe ein „offenes Ohr für die Erneuerbaren“ 

sagt Silke Weyberg, Regionalreferentin 

Nord beim Fachverband 

Biogas. Lies sehe auch das Biogas als Teil 

der Energiewende und werde nun wohl vor 

allem das Thema Güllevergärung angehen. 

Und ebenso sei Wirtschaftsminister Bernd 

Althusmann (CDU) den Erneuerbaren Energien 

gegenüber „aufgeschlossen“. 

Entsprechend enthält auch der Koalitionsvertrag 

der Großen Koalition mit dem Titel 

„Gemeinsam für ein modernes Niedersachsen“ 

einige Passagen, die von Vertretern 

der Erneuerbaren Energien wohlwollend 

aufgenommen werden: „Erneuerbare Energien 

werden wir mit Nachdruck vorantreiben“, 

heißt es da zum Beispiel. Was freilich 

auch damit zusammenhängen dürfte, dass 

in Niedersachsen nach Zahlen des Landesverbandes 

Erneuerbare Energien (LEE) 

rund 53.000 Arbeitsplätze unmittelbar an 

dieser Branche hängen. 

Politik will dezentrale 

Betreibermodelle unterstützen 

Energiethemen nehmen daher im Koalitionsvertrag 

viel Raum ein. Unter der 

Überschrift „Energieland Niedersachsen“ 

betonen die Koalitionäre, dass die Energiewende 

Niedersachsen „große Wachstumsund 

Entwicklungschancen“ eröffne. Neben 

der Biomasseproduktion, der Solarenergie 

und der Geothermie gelte dies insbesondere 

für die Windenergie: „Als Windenergieland 

Nr. 1 sind wir Spitzenreiter beim Ausbau 

der Erneuerbaren Energien. Wir wollen 

diese Führungsrolle weiter ausbauen und 

damit zukunftssichere Arbeitsplätze und 

Wertschöpfung in Niedersachsen generieren.“ 

Zur Stärkung der Öffentlichkeits- und 

Bürgerbeteiligung wollen die Koalitionäre 

dezentrale Betreiber- und Investitionsmodelle 

unterstützen, zum Beispiel Genossenschaftsmodelle. 

Ein wenig zurückhaltender als Biogasreferentin 

Weyberg, die selbst einige Jahre 

für die CDU im Landtag von Niedersachsen 

saß, äußert sich unterdessen Michael 

Kralemann von der Fakultät Ressourcenmanagement 

an der HAWK Hochschule 

Hildesheim/Holzminden/Göttingen. Er 

vertritt auch das 3N Kompetenzzentrum 

Niedersachsen Netzwerk Nachwachsende 

Rohstoffe und Bioökonomie. „Im Koalitionsvertrag 

ist nicht viel Konkretes drin“, 

sagt Kralemann, der eine Prognose über 

die künftige Landespolitik daher noch für 

schwierig hält. 

Die Zukunft des Biogases in Niedersachsen 

sieht Kralemann vor allem in Regionen, in 

denen man für die Abnahme von Gülle noch 

Geld bekommt, sowie dort, wo mit der Nutzung 

der entstehenden Wärme Einnahmen 

zu erzielen sind: „Die künftigen Biogasanlagen 

werden nicht mehr die Bonuskönige 

sein“, sagt er – also nicht mehr jener Typus, 

der erst wirtschaftlich wurde durch maximale 

Kombination der einst gewährten 

Boni im EEG. 

Niedersachsen: nur zwei Kreise 

ohne Biotonne 

Optimistisch äußert sich Kralemann zum 

Thema Biotonne. „Da geht was“, sagt er. 

Mit Ausnahme von zwei Landkreisen habe 

Niedersachsen inzwischen flächendeckend 

die Biotonne eingeführt. Natürlich nutzen 

nicht alle Bürger sie, weil sich vor allem auf 

dem Land die Eigenkompostierung anbietet. 

Aber die Erfahrungen mit der Biotonne 

seien gut. 

Unterdessen wurde gerade das Ergebnis 

der niedersächsischen Biogas-Inventur veröffentlicht. 

Danach waren Ende 2016 im 

Land 1.634 überwiegend landwirtschaft- 

98


Verband 

liche Biogasanlagen mit einer 

installierten elektrischen Leistung 

von insgesamt 990 Megawatt 

in Betrieb. Diese Anlagen 

erzeugen etwa 23 Prozent des 

erneuerbaren Stroms. Das 

komme dem Klima nicht nur 

durch die Verdrängung fossil 

erzeugten Stroms, sondern 

auch durch die Vermeidung 

von Methanemissionen zugute: 

Ein Milchviehbetrieb mit 

100 Kühen vermeide jährlich 

100 Tonnen Treibhausgas, 

wenn er die Gülle möglichst 

innerhalb weniger Tage in eine 

Biogasanlage überführt. 

Um das Biogas wieder nach 

vorne zu bringen, hält auch Regionalreferentin 

Weyberg die 

Strategie für zwingend, Alternativen 

zum Mais noch stärker 

zu entwickeln. Denn der habe 

dem Biogas in der öffentlichen 

Debatte zugesetzt, obwohl er 

überwiegend als Viehfutter 

genutzt wird. „Wir müssen aus 

der Rolle heraus, Teil des Problems 

zu sein, wir sind Teil der 

Lösung“, sagt Weyberg. Deswegen 

sei die stärkere Fokussierung 

auf Gülle ein wichtiges 

Thema für die Branche. 

Wirtschaftsdünger: 

42 Millionen Tonnen 

könnten vergoren 

werden 

Der noch junge Landesverband 

Erneuerbare Energien (LEE) 

Niedersachsen-Bremen hat 

sich dieses Themas bereits angenommen 

und betont: „Niedersachsen hat 

ein großes Potenzial an Gülle.“ 2015 seien 

7,8 Millionen Tonnen an landwirtschaftlichen 

Reststoffen, Gülle und Mist vergoren 

worden. Das Potenzial in Niedersachsen 

liege jedoch bei rund 42 Millionen Tonnen. 

Durch die Gülle- und Mistvergärung ließe 

sich die Emission von fast 5 Millionen Tonnen 

CO 2 

vermeiden. 

Und deswegen fordert der LEE: „Es ist 

notwendig, hierfür die genehmigungsrechtlichen 

Tatbestände anzupassen.“ Die 

Umstellung von Biogasanlagen auf überwiegend 

Gülle-/Festmistvergärung müsse „genehmigungsrechtlich 

einfach und schlank 

Foto: Fotolia_ chris74 

möglich“ sein. So müssten zum Beispiel 

Gülle- und Gärdüngerlagerung als ein 

Rechtsbereich behandelt werden. Dazu gehöre 

auch, dass Gülleläger ohne Änderung 

der Baugenehmigungen für Gärsubstrat jedweder 

Herkunft zugelassen werden und die 

systematische Benachteiligung von Gärrest 

gegenüber Gülle, insbesondere im Wasserrecht, 

beendet wird. Dafür gebe es ohnehin 

keine fachliche Grundlage. 

Im EEG müsse unterdessen, so der LEE, 

eine auskömmliche Vergütung auch jenseits 

der 75-Kilowatt-Klasse verankert werden. 

Denn nur dann könnten sich Biogasanlagen 

„als klimafreundlicher Bearbeiter von Gülle 

und Reststoffen aus der Landwirtschaft in 

sinnvollen, strukturangepassten Größenordnungen 

entwickeln“. In den vergangenen 

Jahren dominierten diese Kleinanlagen 

den Neubau: Von 88 seit 2013 installierten 

Neuanlagen seien 64 kleine Gülleanlagen 

gewesen, ergab die Biogas-Inventur. 

Konkrete Hinweise, wie weit die Landespolitik 

Niedersachsens in Zukunft auf die 

Bundesgesetzgebung einwirken wird, um 

auch größere Gülleanlagen zu ermöglichen, 

gibt es jedoch noch nicht. Wie es in Koalitionsverträgen 

so üblich ist, bleibt auch 

das Hannoveraner Papier recht allgemein. 

Es schreibt lediglich fest: „Damit die Biomasseverstromung 

trotz auslaufender Förderung 

fortgesetzt werden kann, wollen wir 

die notwendige Planungssicherheit für Investitionen 

schaffen.“ 

Politik will Tierproduktion stärker 

an Fläche binden 

Der Umgang mit der Gülle hat es zwar nicht 

bis in den Koalitionsvertrag geschafft, in den 

Wahlprogrammen der beiden Regierungsparteien 

war er jedoch vor der Wahl Thema. 

Die CDU hatte angekündigt, sie werde „Projekte 

zur alternativen Güllenutzung statt 

der bisher praktizierten Ausbringung durch 

finanzielle Anreize fördern.“ Auch die SPD 

will die Belastung von Boden, Oberflächenund 

Grundwasser durch Nährstoffeinträge 

wie Gülle verringern und propagiert daher 

Nährstoffkreisläufe, die „durch eine stärker 

an Agrarflächen gebundene Tierhaltung geschlossen“ 

werden. Das Biogas dürfte dabei 

auch eine wichtige Rolle spielen. 

Deutlicher als zum Biogas positionieren 

sich die Koalitionäre zum Thema Windkraft. 

„SPD und CDU wollen die Windenergie an 

Land und auf See ausbauen sowie die Solarenergie, 

die kommunalen Energie- und 

Klimaschutzagenturen und die Klimaschutzagentur 

Niedersachsen (KEAN) stärken“, 

heißt es in der Vereinbarung, die den 

Untertitel „Für Innovation, Sicherheit und 

Zusammenhalt“ trägt. 

Zur weiteren Stärkung der Windenergie 

werde das „Deutsche Offshore-Industrie- 

Zentrum“ in Cuxhaven weiterentwickelt: 

„Wir machen uns die Forderungen des Cuxhavener 

Appells zu eigen und werden uns 

beim Bund für die Erhöhung der Ausbauziele 

für Windenergie auf See von 15 auf 

20 Gigawatt bis zum Jahr 2030 einsetzen.“ 

Im Cuxhavener Appell haben die fünf norddeutschen 

Bundesländer zahlreiche Forderungen 

zur Zukunft der deutschen Offshore- 

Industrie formuliert. 

Der Koalitionsvertrag betont ferner, dass 

auch der Verkehrs- und Mobilitätssektor 

„einen bedeutenden Beitrag zur Erreichung 

der klima- und energiepolitischen Ziele des 

Landes leisten“ könne. Die Elektromobilität, 

die Entwicklung alternativer Antriebssysteme 

wie Gas- und Wasserstoffantriebe, 

die Stärkung des Fahrradverkehrs und 

eines emissionsarmen ÖPNV seien hierbei 

vorrangig zu betrachten. Gemeinsam mit 

Kommunen und der regionalen Wirtschaft 

wolle das Land Lösungen entwickeln, um 

die Lade- und Tankstelleninfrastruktur landesweit 

für Fahrzeuge und Elektrofahrräder 

auszubauen. 

Und bei der Solarenergie hat es die Zusage 

eines Pilotprojektes in die Koalitionsvereinbarung 

geschafft. Mit einem solchen wolle 

man die „Nutzung der Solarthermie für 

Nahwärmenetze sowie den Einsatz in Wohngebäuden 

und landeseigenen Einrichtungen 

fördern“. Der neugegründete LEE wird 

bei allen cleveren Projekten zur Seite stehen 

– und natürlich auch weitere vorschlagen: 

„Wir müssen der Politik als Think Tank 

Ideen präsentieren“, sagt Biogasexpertin 

Weyberg. Und dazu sei es „unerlässlich, 

die Sektoren Strom, Wärme und Mobilität 

gemeinsam zu denken“. Was sich übrigens 

auch im Koalitionsvertrag widerspiegelt, der 

dafür eintritt, dass im EEG die „Sektorkopplung 

künftig stärker berücksichtigt“ wird. 

Autor 

Bernward Janzing 


Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg 

Tel. 07 61/202 23 53 

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

99

Recht 


Clearingstelle EEG 

Zwei Voten zur Inbetriebnahme, zum Verund 

Ersetzen und zur Zusammenfassung von 

Satelliten-BHKW veröffentlicht 

Die Clearingstelle EEG hat in zwei Voten Fragen zum Ver- und Ersetzen (Votum 2017/39) sowie zur Inbetriebnahme 

und zur Anlagenzusammenfassung bei Satelliten-BHKW (Votum 2017/25) beantwortet. 

Von Elena Richter und Dr. Martin Winkler 

Votum zum gleichzeitigen Ver- und Ersetzen von BHKW 

Im Votum 2017/39 (abrufbar unter https:// 

www.clearingstelle-eeg.de/votv/2017/39) 

hat die Clearingstelle EEG geklärt, ob in 

dem konkreten Einzelfall das aus einer Vor- 

Ort-Anlage herausgelöste Satelliten-BHKW 

den Inbetriebnahmezeitpunkt der Vor-Ort- 

Anlage „mitnehmen“ konnte und ob sich 

der Zubau eines „Flex-BHKW“ an der Vor- 

Ort-Anlage darauf auswirkt. 

In dem Fall wurde eine Vor-Ort-Anlage 

2005 mit einem BHKW in Betrieb genommen 

und 2007 und 2011 jeweils um ein 

BHKW erweitert. Anfang 2014, noch vor 

Inkrafttreten des EEG 2014, versetzte der 

Betreiber das 2011 zugebaute BHKW an 

einen Satellitenstandort, um dort eine eigenständige 

Wärmesenke zu erschließen. 

Anschließend wollte der Betreiber die 

Vor-Ort-Anlage um ein neues BHKW (sogenanntes 

Flex-BHKW) erweitern, um den 

Betrieb der Vor-Ort-Anlage zu flexibilisieren 

und an einer Ausschreibung teilnehmen 

zu können. Die durchschnittliche Bemessungsleistung 

der Vor-Ort-Anlage sollte sich 

durch diese Vorgänge nicht erhöhen. 

Die Clearingstelle EEG hat entschieden, 

dass das Satelliten-BHKW das Inbetriebnahmejahr 

2005 aus der Vor-Ort-Anlage 

an den Satellitenstandort „mitgenommen“ 

hat. Denn als das BHKW 2011 in die Vor- 

Ort-Anlage eingebaut wurde, wurde es Teil 

der Vor-Ort-Anlage, sodass für alle BHKW 

dieser Anlage einheitlich das Inbetriebnahmejahr 

2005 galt. Da das BHKW nach dem 

Versetzen am Satellitenstandort als rechtlich 

eigenständige Anlage weiterbetrieben 

wurde, blieb die Inbetriebnahme bestehen. 

Dass ein Flex-BHKW in die Vor-Ort-Anlage 

eingebaut wird, ändert daran nichts, weil 

der Zubau erst nach dem 31. Juli 2014 erfolgt 

ist. Denn die „Sperrwirkung der Austauschregelung“, 

die die Clearingstelle EEG 

in der Empfehlung 2012/19 (https://www. 

clearingstelle-eeg.de/empfv/2012/19) 

begründet hat, um beim gleichzeitigen 

Ver- und Ersetzen von BHKW eine „Vermehrung“ 

von Inbetriebnahmezeitpunkten 

und damit von alten Vergütungssätzen zu 

verhindern, ist entbehrlich, wenn aus einer 

vor dem 1. August 2014 in Betrieb genommenen 

Vor-Ort-Anlage vor dem 1. August 

2014 ein BHKW entfernt und als eigenständige 

Anlage versetzt worden ist sowie 

an der Vor-Ort-Anlage das versetzte BHKW 

nach dem 31. Juli 2014 ersetzt wird. 

In diesem Fall ist sowohl der Vor-Ort-Anlage 

als auch dem Satelliten-BHKW eine eindeutige 

Höchstbemessungsleistung gemäß 

Paragraf 101 Absatz 1 EEG 2014/EEG 

2017 zugeordnet. Damit hat der Gesetzgeber 

bereits eine ausdrückliche Regelung 

zur Begrenzung alter Vergütungsansprüche 

getroffen. 

Votum zur Inbetriebnahme und zur Zusammenfassung von Satelliten-BHKW 

Im Votum 2017/25 (https://www.clearingstelle-eeg.de/votv/2017/25) 

wurde zum 

einen geklärt, dass es für die „Inbetriebnahme“ 

im Sinne des EEG 2009 nicht 

ausreicht, wenn die Biogasanlage (hier: 

ein einzelnes BHKW) auf dem Gelände des 

Herstellers und damit quasi „vorsorglich“ 

in Betrieb gesetzt wird, auch wenn dies im 

Auftrag des künftigen Anlagenbetreibers 

erfolgt. Die Biogasanlage konnte daher erst 

in Betrieb genommen werden, nachdem sie 

an ihrem vorgesehenen Standort errichtet 

und dort vom Anlagenbetreiber in Betrieb 

gesetzt wurde. Zum anderen hat das Votum 

2017/25 geklärt, dass ein nach dem 

1. Januar 2012 in Betrieb genommenes, 

rechtlich eigenständiges Satelliten-BHKW 

für die Vergütungsermittlung auch dann mit 

der Vor-Ort-Anlage zusammenzufassen ist, 

von der es mit Biogas beliefert wird, wenn 

die Vor-Ort-Anlage selber vor dem 1. Januar 

2012 in Betrieb genommenen wurde. Denn 

Paragraf 19 Absatz 1 Satz 2 EEG 2012 

(Zusammenfassung von Biogasanlagen, 

die über denselben Fermenter miteinander 

verbunden sind) gilt zwar nur für die Vergütung 

von Neuanlagen im Sinne des EEG 

2012; die Vergütung dieser Neuanlagen 

soll aber unter Berücksichtigung auch der 

verbundenden Bestandsanlagen ermittelt 

werden. 

Autoren 

Elena Richter und Dr. Martin Winkler 

Mitglieder der Clearingstelle EEG 

Charlottenstr. 65 · 10117 Berlin 

Tel. 030/206 14 16-0 

E-Mail: post@clearingstelle-eeg.de 

100


Recht 

Wenn der Direktvermarkter pleite ist ... 

Die meisten Biogasanlagenbetreiber dürften mittlerweile ihren Strom direkt vermarkten, regelmäßig im 

sogenannten Marktprämienmodell. Damit erhalten sie einen Teil ihrer Vergütung nicht mehr vom Netzbetreiber, 

an dessen Solvenz regelmäßig kein Zweifel bestehen dürfte, sondern von einem frei gewählten Vertragspartner. 

Wie ein aktueller Beispielfall zeigt, kann dieser – aus welchen Gründen auch immer – in finanzielle 

Schieflage geraten und seinen Zahlungspflichten eventuell nicht mehr nachkommen. Worauf es dann 

ankommt, soll dieser aktuelle Praxisbericht zeigen. 

Von Dr. Helmut Loibl 

Der zentrale Punkt jedes Direktvermarktungsvertrages 

soll und 

muss die Absicherung des Anlagenbetreibers 

sein. Insoweit 

ist zwischen zwei Arten von 

Direktvermarktern zu unterscheiden: denjenigen, 

die eine Solvenz aufweisen, die 

durchaus mit so mancher Großbank vergleichbar 

ist, und allen anderen. Wenn der 

Vertragspartner selbst keinerlei Zweifel an 

seiner Bonität und Zahlungsfähigkeit verbleiben 

lässt, kann im Einzelfall durchaus 

auf eine zusätzliche Absicherung verzichtet 

werden. Hier sollte allerdings auf eine kurzfristige 

Kündbarkeit des Vertrages geachtet 

werden, falls sich diese Einschätzung ändern 

sollte. 

Bei allen anderen Vertragspartnern ist aus 

meiner Sicht – und das zeigt auch die Praxiserfahrung 

– eine ausreichende Sicherheit 

unabdingbar. Diese sollte unbedingt von einem 

Kreditinstitut oder einer Versicherung 

mit Sitz in Deutschland stammen. Nicht 

etwa, dass ausländische Banken weniger 

vertrauenswürdig wären, es geht schlicht 

und einfach um die Kommunikation und 

um die nachweisbare Zustellung von Zahlungsaufforderungen, 

die im Ausland deutlich 

schwieriger sind. Weiterhin muss die 

Sicherheit ohne jede Einschränkung erfolgen, 

also unwiderruflich, selbstschuldnerisch, 

auf erstes Anfordern usw. Hier ist 

auf die juristisch korrekte Formulierung zu 

achten. 

Ganz entscheidend ist zudem, wann die 

Sicherheit vorliegen muss: Regelmäßig 

möchten Direktvermarkter diese erst nach 

Vermarktungsstart beibringen. Das ist viel 

zu spät: Meines Erachtens muss die Sicherheit 

bereits vorliegen, bevor der Direktvermarkter 

die Anlage in seinen Bilanzkreis 

ummeldet, ansonsten stehen regelmäßig 

mindestens ein bis zwei Monate an Zahlung 

„im Feuer“. Was die Praxis zudem zeigt: Es 

kommt nicht nur darauf an, ob eine Sicherheit 

vereinbart ist, sondern und vor allem 

darauf, ob der Anlagenbetreiber diese erhalten 

hat. Gerade bei sich verlängernden 

Verträgen wird leider nicht selten übersehen, 

dass die Sicherheit schon lange ausgelaufen 

ist. Hier steht jeder Anlagenbetreiber 

selbst in der Pflicht, sich darum im 

ureigensten Interesse zu kümmern, denn: 

Ist keine Sicherheit da, geht der Anspruch 

ins Leere, wenn der Direktvermarkter insolvent 

ist. Dass eine vertragliche Pflicht 

zur Vorlage einer Sicherheit vorliegt, spielt 

dann keine Rolle. 

A.A.T. Agrarservice, Transport und Handel GmbH 

Steintor 2a 

19243 Wittenburg 

A.A.T. .....GmbH Steintor 2a 19243 Wittenburg 

Frau 

«Name_Zeile_1» 

Bürgschaft: auf die besten drei 

Monate abstellen 

Ein weiterer entscheidender Punkt ist die 

Höhe der Bürgschaft: Diese muss – wie 

die Praxiserfahrungen zeigen – mindestens 

drei volle Monate desjenigen Betrages 

abdecken, den der Anlagenbetreiber von 

seinem Direktvermarkter zu erhalten hat. 

Wichtig hierbei: Stellen Sie auf die drei 

besten, nicht auf drei durchschnittliche 

Monate ab. Und bedenken Sie: Die Stromvergütung 

ist eine Netto-Vergütung, auf die 

die Umsatzsteuer hinzuzurechnen ist. Insoweit 

sollte im Einzelfall kritisch geprüft 

werden, ob die Sicherheit rein netto oder 

brutto inklusive Umsatzsteuer festgelegt 

werden sollte, insoweit sollte gegebenenfalls 

Rücksprache mit dem Steuerberater 

gehalten werden. 

Die drei Monate reichen aber – auch das 

zeigt die Praxis – nur aus, wenn die Zahlungsfristen 

im Vertrag entsprechend klar 

und eindeutig geregelt sind. Ein konkretes 

Beispiel: Im Oktober 2017 wurde Strom 

geliefert, laut Vertrag ist der Betrag hierfür 

bis 25. des Folgemonats fällig. Der Direktvermarkter 

hat also bis 25. November 

2017, 24.00 Uhr Zeit, die Forderung zu 

begleichen. Also kann der Anlagenbetreiber 

erst am 26. November, wenn kein Geld 

da ist, die nötige Nachfrist setzen. Hier ist 

im Vertrag darauf zu achten, dass diese so 

bestimmt ist, dass noch im gleichen Kalendermonat 

eine Kündigung möglich ist. 

Regelmäßig lassen sich hier die Direktvermarkter 

auf eine Nachfrist von drei Bankarbeitstagen 

ein. Im Beispielfall fällt allerdings 

der 25. November 2017 auf einen 

Samstag, sodass der Direktvermarkter bis 

zum Montag, den 27. November um 24.00 

Maissilage 

sicher handeln 

Geschäftsführer: Christian Scharnweber 

Handelsregister Schwerin HRB 3377 

GMP + - B2 und GMP + - B4.1 

UST-Id-Nr.: DE 162151753 

Commerzbank AG, Schwerin 

Kreissparkasse Ludwigslust 

Raiffeisenbank Mölln e.G. 

038852 - 6040 

Christian 038852 Scharnweber - 6040 

www.aat24.de 

Telefon: 038852 – 604 0 

Telefax: 038852 – 604 30 

E-mail: mail@aat24.de 

URL: www.aat24.de 

101

Recht 


Uhr Zeit hat, zu zahlen. Die Nachfrist kann also erst 

am 28. November gesetzt werden bis zum 1. Dezember 

2017. Wer dann ins EEG zurückmelden will, kann 

dies – da jetzt schon Dezember ist – nicht mehr zum 1. 

Januar 2018, sondern erst zum 1. Februar. 

Hintergrund: In die EEG-Festpreisvergütung kann nur 

zu Beginn des übernächsten Monats gewechselt werden. 

Folge im Beispielfall: Die drei Monate Sicherheit 

reichen also nicht aus. Entweder, Anlagenbetreiber vereinbaren 

in einem solchen Fall also vier Monate Bürgschaft, 

was eher praxisfern ist. Oder man vereinbart als 

Zahltag einen deutlich früheren Termin, also den 21. 

oder 22. des Folgemonats, dann ist sichergestellt, dass 

die drei Monate Sicherheit auch in jedem Einzelfall 

ausreichend sind. 

Ausfallvergütung: biogasspezifisch regeln 

Häufig argumentieren Direktvermarkter damit, dass die 

drei Monate gar nicht mehr nötig wären, weil sich die Gesetzeslage 

geändert habe: Zum einen wäre es möglich, 

mit der Frist von fünf Werktagen zum Monatswechsel 

in die sogenannte Ausfallvergütung zu wechseln. Das 

sind 80 Prozent der jeweiligen EEG-Vergütung. Diese 

Aussage ist zwar zutreffend und in anderen Sparten wie 

Windenergie interessant, aber nicht im Biogasbereich, 

wie folgendes Beispiel zeigt: Eine Biogasanlage erhält 

im Schnitt 22,3 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh), der 

aktuelle Marktpreis liegt bei 4 ct/kWh. Damit erhält der 

Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber eine Marktprämie 

in Höhe von 18,3 ct/kWh, die 4 ct/kWh Marktwert sollten 

vom Direktvermarkter kommen, der ausfällt. 

Bei diesem Beispiel wäre ein Wechsel in die 80-Prozent-Ausfallvergütung 

geradezu grotesk: Der Betreiber 

würde dann 80 Prozent von 22,3 ct/kWh bekommen, 

also 17,84 ct/kWh. Bleibt er beim Direktvermarkter, 

erhält er schon 18,3 ct/kWh, also deutlich mehr vom 

Netzbetreiber als Marktprämie. Diese Variante der Ausfallvergütung 

ist für Biogasanlagen daher regelmäßig 

der falsche Weg. 

Zum anderen wird argumentiert, dass nach dem aktuellen 

EEG „jederzeit“ der Direktvermarkter ausgetauscht 

werden kann. Das ist zutreffend, allerdings heißt das 

nicht, dass von heute auf morgen das Entgelt gesichert 

werden kann. In der Praxis stellen sich hier gleich zwei 

Probleme: 

1. Die Anlage muss durchgängig fernsteuerbar sein 

für den Direktvermarkter, ansonsten entfällt der Anspruch 

auf die Marktprämie (die, wie gezeigt wurde, 

der erhebliche Teil der Vergütung ist!). Die Direktvermarkter 

haben aber denkbar unterschiedliche Steuerboxen, 

erfahrungsgemäß kann es 

auch einige Zeit dauern, bis diese 

funktionsfähig eingebaut sind. Ein 

Wechsel von heute auf morgen ist 

also in vielen Fällen schon aus diesem 

technischen Grund nicht immer 

möglich. 

2. Die Anlage muss in den Marktprämien-Bilanzkreis 

des neuen 

Direktvermarkters wechseln, ansonsten 

laufen die kWh in den 

Bilanzkreis des insolventen Direktvermarkters 

und werden weiter 

nicht vergütet. Der Wechsel des 

Bilanzkreises geht allerdings auch 

nicht von heute auf morgen, nach 

einer Vorgabe der BNetzA hat dieser 

zum 10. auf die Meldung folgenden 

Werktag zu erfolgen. Ein 

Beispiel: Wer also beispielsweise 

am 30. November 2017 den Direktvermarkter 

gewechselt hat und die Ummeldung 

noch am gleichen Tag veranlasst hat, konnte faktisch 

erst zum 14. Dezember 2017 in den neuen Bilanzkreis 

wechseln, erst ab diesem Tag kann also der neue Direktvermarkter 

über den Strom verfügen und wird hierfür 

auch erst ab diesem Zeitpunkt zahlen. 

Foto: www.landpixel.de 

Alle Optionen offenhalten 

Letztlich sollte jeder Anlagenbetreiber im Falle der Insolvenz 

des Direktvermarkters alle Möglichkeiten offen 

haben, zu reagieren: Er soll sowohl den Direktvermarkter 

wechseln als auch die Ausfallvergütung wählen oder 

aber in die EEG-Festpreisvergütung zurückkehren können. 

Daher ist die längste Wechselfrist entscheidend, 

also die zurück zur Festpreisvergütung, die nur zu Beginn 

des übernächsten Monats erfolgen kann. Bleibt 

also im November die Zahlung für Oktober aus, muss 

der Vertrag so gestaltet sein, dass die Nachfristsetzung 

und Kündigung noch im November möglich ist, sodass 

dann mit Wirkung ab Januar in die EEG-Festpreisvergütung 

zurückgekehrt werden kann. Damit stehen die 

102


Recht 

Zahlungen für Oktober, November und Dezember im 

Feuer, diese drei Monate sind also auch komplett abzusichern. 

Jeder Anlagenbetreiber muss im Fall des Falles aber 

gut bedenken, wie er dann „richtig“ reagiert. Insbesondere 

alle Betreiber, die die Flexibilitätsprämie geltend 

machen, sollten keinesfalls in die 80-Prozent-Ausgleichsvergütung 

oder in die EEG-Festpreisvergütung 

zurückkehren. Hier besteht die erhebliche Gefahr, dass 

damit endgültig der Anspruch auf die Flexibilitätsprämie 

entfällt. Das ergibt sich zwar so nicht aus dem 

Gesetz, allerdings deutet dies die Gesetzesbegründung 

an. Hier sollte kein Risiko eingegangen werden. Wer 

also die Flexprämie weiterhin sicher erhalten möchte, 

der sollte stets und durchgängig in der Direktvermarktung 

bleiben und gegebenenfalls einen neuen Direktvermarkter 

suchen. 

Fazit: Zusammenfassend ist also festzuhalten: Die 

Insolvenz eines Direktvermarkters ist für einen Anlagenbetreiber 

wenig dramatisch, wenn er über eine 

ausreichende Sicherheit verfügt. Hier können viele 

Fehler gemacht werden, angefangen vom Nichteinholen 

der vertraglich vereinbarten Sicherheit bis hin zu 

unzureichenden Absicherungssummen. Auch bei der 

Vertragsgestaltung ist Vorsicht geboten, etwa wenn die 

zu setzenden Nachfristen im Falle der Nichtzahlung 

zu lange oder die vereinbarten Zahlungszeitpunkte zu 

spät festgelegt sind. 

Im Ergebnis können zwei dringende Empfehlungen 

abgegeben werden: 1. Lassen Sie Ihre Direktvermarktungsverträge 

von Fachleuten prüfen. Die hier entstehenden 

Kosten sind ein winziger Bruchteil bezogen 

auf den Schaden, der ohne eine solche Prüfung entstehen 

kann. Und 2. Lassen Sie sich Ihre Sicherheit 

nicht mit „Lockangeboten“ von Direktvermarktern 

abkaufen oder unter die wirklich benötigte Summe 

herunterhandeln. Eine Sicherheit sollte ihren Namen 

verdienen und Ihnen im Fall des Falles auch wirkliche 

Sicherheit geben. 

Autor 

Dr. Helmut Loibl 

Rechtsanwalt und Fachanwalt für Verwaltungsrecht 

Sprecher des juristischen Beirates/Fachverband Biogas 

Kanzlei Paluka Sobola Loibl & Partner 

Prinz-Ludwig-Str. 11 

93055 Regensburg 

Tel. 09 41/585 71-0 

E-Mail: loibl@paluka.de 

www.paluka.de 

Rotoren und Statoren 

für Excenterschneckenpumpen aller Hersteller. 

In Deutschland gefertigt im Originalmaß und aus 

demselben Material 

25% bis 40% billiger 




Komponenten für Biogasanlagen 

Tragluftfolienabdeckungen • gasdichte Rührwerksverstellungen 

Xylem Rührwerks- und Pumpentechnik • Schaugläser 

Wartungs- und Kontrollgänge • Über/Unterdrucksicherungen 

Emissionsschutzabdeckung, etc. 

Industriestraße 10 • 32825 Blomberg • info@nesemeier-gmbh.de 

Tel.: 05235/50287-0 • Fax 05235/50287-29 

Rechtsanwälte und Notare 

Seit vielen Jahren beraten und vertreten wir vornehmlich 

Betreiber und Planer kompetent und umfassend im 

- Recht der Erneuerbaren 

- Energien 

- Vertragsrecht 

- Gewährleistungsrecht 

- Energiewirtschaftsrecht 

- Umweltrecht 

- Immissionsschutzrecht 

- öffentlichen Baurecht 

- Planungsrecht 

Ihre Ansprechpartner: 

RAuN Franz-Josef Tigges* 

RAuN Andreas Schäfermeier** 

RA W. Andreas Lahme* 

RA Dr. Oliver Frank* 

RA‘in Martina Beese 

RA Dr. Mathias Schäferhoff 

RA Daniel Birkhölzer* 

RA‘in Katharina Vieweg-Puschmann LL.M. 

* Fachanwalt für Verwaltungsrecht 

** Fachanwalt für Insolvenzrecht 

Kastanienweg 9, D-59555 Lippstadt 

Tel.: 02941/97000 Fax: 02941/970050 

kanzlei@engemann-und-partner.de 

www.engemann-und-partner.de 

103

Produktnews 


Neues Spannsystem für Silageabdeckung 

Zum einen sind die richtige Ausführung 

und die Art der Abdeckung entscheidende 

Faktoren für die spätere Qualität des 

eingelagerten Raufutters. Zum anderen 

sind die Abdeckung von Silage und das 

anschließende Entnehmen des Futters 

Foto: HUESKER Synthetic GmbH 

Mit der neuartigen 

Silageabdeckung ist ein 

vollflächiger Abschluss, 

insbesondere auch an 

den Rändern, möglich. 

arbeitsintensive Vorgänge. Mit dem neuen 

Agritec ® Silage Safe bietet HUESKER 

nun eine Systemlösung für eine schnelle 

und effiziente Abdeckung. Direkt vor der 

Einlagerung kann das Spannsystem montiert 

und die Silage somit luftdicht, insbesondere 

an den 

Rändern, verschlossen 

werden. Futterverluste 

werden 

dadurch deutlich reduziert. 

Ein Silieren 

in mehreren Schichten 

ist möglich. Ohne große Anstrengung 

kann die Silage schnell und einfach geöffnet 

werden. 

Außerdem werden keine Sandsäcke oder 

Reifen, wie sonst üblich, zur Beschwerung 

benötigt. Ein integrierter Betonschutz der 

Fahrsilowände wird durch eine bauseitige 

Silofolie gewährleistet. Regenwasser kann 

seitlich ablaufen und wird durch perforierte 

PVC-Drainagerohre abgeleitet. Weitere Vorteile 

sind eine zu erwartende Lebensdauer 

von mindestens 10 Jahren sowie der niedrige 

Anschaffungspreis. 

Infos unter: HUESKER Synthetic GmbH 

Marketing Industrie & Agrar, Im Brömken 5 

48249 Dülmen, Tel. 0 25 94/89 27-824 

E-Mail: thesing@HUESKER.de, www.HUESKER.de 

Neues Enzymprodukt 

JBS bringt eine neue Komposition ausgewählter 

und hochaktiver Enzyme auf 

den Markt, die in nahezu allen Substratmischungen 

die Gasausbeute erhöht. Ein 

einzigartiger Wirkmechanismus ermöglicht 

auch bei vermeintlich guter Abbaurate eine 

enorme Wirkung auf die Faseraufspaltung 

und Viskosität. Testmengen für Neukunden 

stehen seit Dezember zur Verfügung und 

können risikolos mit einer Geld-zurück- 

Garantie getestet werden. 

Infos unter: joachim behrens scheessel gmbh 

Celler Str. 60, 27374 Visselhövede 

Jan Nottorf, Tel. 0 42 62/20 74-445 

E-Mail: jan.nottorf@jbs.gmbh. 

Foto: joachim behrens scheessel gmbh 

Neu entwickelter Rührflügel 

Die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen 

hängt maßgeblich von deren Leistungsfähigkeit 

ab, die durch nötige Wartungen 

und Ersatzteile sichergestellt wird. Der 

Qualität der zu ersetzenden Komponenten 

hat sich nun die NewTec Energy Solutions 

GmbH angenommen und ihr Serviceprogramm 

entsprechend erweitert. Die Experten 

des spezialisierten Unternehmens 

haben einen Rührflügel aus Polyamid für 

hydraulische Tauchrührwerke entwickelt, 

der auch härtesten Einsatzbedingungen 

langlebig standhält und den Anlagenertrag 

maximiert. 

Nur Einsatz und Verarbeitung innovativer 

Materialien können die Lebensdauer der 

Rührflügel aus Polyamid für 

hydraulische Tauchrührwerke. 

Bestandteile einer Biogasanlage deutlich 

verlängern. Eine Anlage kann auf Dauer 

nur dann wirtschaftlich betrieben werden, 

wenn auch elementare Bestandteile, wie 

Foto: NewTec Energy Solutions GmbH 

etwa die Rührflügel, langlebig und zuverlässig 

arbeiten. Das beständige Material 

mit seiner effizienten Flügelstellung sorgt 

für eine bessere Durchmischung des Substrates 

und die Minimierung der unliebsamen 

Schwimmdeckenbildung. So entstehen 

geringere Futtermengen bei gleicher 

Gasbildung, was die Effizienz der Anlage 

auch im laufenden Betrieb erhöht und den 

Ertrag steigert. 

Infos unter: NewTec Energy Solutions GmbH 

Schulstr. 52, 44534 Lünen 

Tel. 0 23 06/7 64 88-22 

E-Mail: info@newtec-biogas.com 

www.newtec-biogas.com 

104


Produktnews 

bewährte 

Produkte ! 

Abgaskatalysatoren 

Für jedes in Deutschland zugelassene BHKW. 

Hohe Lebensdauer durch hervorragende Schwefelresistenz 

mit über 30 mg /mm 2 (andere oft nur 25 

mg). In Deutschland gefertigt. 

Zu sehr günstigen Preisen (netto plus Fracht) 

z.B. für MWM TCG 2016 V12: nur 2.950 € 




Schwingungsmessungen 

am Biogasmotor 

und 

Lärmgutachten für die 

Gesamtanlage 

bundesweiter Einsatz 

Ingenieurbüro Braase 

040 64917028 

www.Braase.de 

THERM 

Abgaswärmetauscher 

Dampferzeuger 

Gaskühler / Gaserwärmer 

Sonderanwendungen 

Zusatzkomponenten 

Energiepark 26/28 91732 Merkendorf 

+49 9826-65 889-0 info@enkotherm.de 

www.enkotherm.de 

www.michael-kraaz.de 

M I K - Service 

Günstig & Bewährt – 

einfache Technik 

Tragluftdächer 

Silodächer 

Feststoffdosierer 

Schubbodensanierung 

in verstärkter 

Edelstahl-Lösung 

Schubboden- 

Trockner 

Konzentrator / 

Gärresttrockner 

Mobile Werkstatt Hagemeier e.K. 

Am Wasserfeld 8 • 27389 Fintel 

N E U / oder Ersatzteile 

Reparatur gängiger Typen 

Siebkörbe 

Separatoren 

mobil/stationär 

Tel. 051 32 / 588 663 

Tel.: 04265 / 13 65 

Fax: 04265 / 83 94 

E-Mail: info@axel-hagemeier.de 

Web: www.axel-hagemeier.de 

Tel. 04441-921477 

49377 Vechta 

Fax 921478 / www.mik-service.de 

105

IMPRESSUM 


Made in Germany 

Qualität setzt sich durch – seit 1887 

• Tauchmotorrührwerke GTWSB 

mit/ohne Ex-Schutz 

• Tauchmotorpumpen AT 

• Drehkolbenpumpen DK 

• Vertikalpumpen VM/VG 

• Über-/Unterdrucksicherung 

Franz Eisele u. Söhne GmbH u. Co. KG • Hauptstraße 2–4 • 72488 Sigmaringen 

Telefon: +49 (0)7571 / 109-0 • E-Mail:info@eisele.de • www.eisele.de 

EIS-ME-M-17009_AZ_Motiv-B_85x56.5_RZ.indd 1 31.01.17 18:38 

B 

IMPRESSUM 

Herausgeber: 

Fachverband Biogas e. V. 

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

Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit) 

Angerbrunnenstraße 12 · 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 

Fax: 0 81 61/98 46 70 


Internet: www.biogas.org 

ISSN 1619-8913 

Redaktion: 


Fachverband Biogas e. V. 

Tel. 0 54 09/9 06 94 26 


Anzeigenverwaltung & Layout: 

bigbenreklamebureau GmbH 

An der Surheide 29 · 28870 Ottersberg-Fischerhude 

Tel. 0 42 93/890 89-0 

Fax: 0 42 93/890 89-29 

E-Mail: info@bb-rb.de 

Internet: www.bb-rb.de 

Druck: Druckhaus Fromm, Osnabrück 

Das BIOGAS Journal erscheint sechsmal im Jahr auf Deutsch. 

Zusätzlich erscheinen zwei Ausgaben in englischer Sprache. 

Aktivkohle (0176) 476 494 69 

Für alle in Deutschland zugelassenen Kohlefilter 

TOP-Aktivkohle mit 2,0% Kaliumjodid 

Aktivkohle-Filter befüllen oder durch uns befüllen 

lassen (kostet extra) und dabei deutlich sparen. 

Angebot: BigBag mit 0,5 to für nur 

1.499,00 € netto frei BGA in Deutschland 

Fordern Sie Ihr konkretes Angebot an unter 

www.ilmaco-vertrieb.de 



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. 

106

Modulare 

Dosiertechnik 

03/2011 

2011 

06/2010 

Silagemanagement 

10/2011 

2012 

Hydrozym 

03/2012 

LANDWIRTSCHAFTLICHE PRODUKTE AUS EINER HAND 

2013 

Hydrozym Redux 

01/2013 

TRGS-Konformität 

02/2014 

Individuelle 

Spurenelemente 

02/2014 

2014 

2015 

Umzug in 

Bürokomplex 

Lengenbostel 

03/2014 

Hydrozym GPS 

08/2014 

Dosierschränke 

04/2015 

A1-Analytik-Labor 

08/2015 

Bakterien 

Fermator 

03/2016 

2016 

Bakterien 

Bodenvitalität 

05/2015 

Technisches 

BGA-Controlling 

02/2016 

+59,8 dt/ha 

+7,4 Stärke in dt/ha 

2017 

SaM-Agrar 

09/2017 

2018 

Hydrozym DP 

06/2017 

Biogas-Technik 

10/2017 

Aktuelle Angebotsartikel. 

Damit Technik funktioniert. LANDWIRTSCHAFTLICHE PRODUKTE AUS EINER HAND 

LANDWIRTSCHAFTLICHE PRODUKTE AUS EINER HAND 

Zündkerze 

Denso GE3-5 # 6103 

MANN Ölfilter HU947/2x 

Passend für viele 

MAN- und Hagl-Motoren 

Wird gerne genommen 

und häufig angefragt! 

MANN Ölfilter H12110/2x 


MTU-Motoren 

MANN Luftfilter C24650/1x 


MAN- und Hagl-Motoren 

Beru 14GZ-LL-2 


MAN-Motoren 

Zündspule Motortech blau 

06.50.055 M14 

Standard für viele 

MAN-Motoren 

SaM-Power GmbH 

Stand: 10/2017 

Schmiedestraße 9 · 27419 Sittensen - Lengenbostel 

Fon: (0 42 82) 6 34 99 - 10 · Fax: (0 42 82) 6 34 99 - 19 

Mail: info@sam-power.de · www.sam-power.de 

SaM-Power GmbH 

Schmiedestraße 9 · 27419 Sittensen - Lengenbostel 

Fon: (0 42 82) 6 34 99 - 10 · Fax: (0 42 82) 6 34 99 - 19 

Mail: info@sam-power.de · www.sam-power.de 

107

FORMALDEHYD 

EMISSIONSMINDERUNGSBONUS 

FÜR ALLE MAN-MOTOREN! 

2 0 m g / N m ³ 

Flansch 

DN100 PN6/10 

Flanschabstand 300 mm 

Strömungsverteiler 

zur sicheren 

Anströmung 

Vergrößerte 

Oberfläche 

Robustere 

Matrix 

Aktivere 

Beschichtung 

passend für: 

• HAGL 

• DREYER & BOSSE 

• SEVA 

• AVS 

Jetzt online bestellen und 20 Euro sparen! 

Gutscheincode: FORMALDEHYD 

WWW.EMISSION-PARTS.DE/UNIKAT 

Sofort lieferbar! 

1 Stück: 1295€ 

ab 4 Stück: 1195€ 

HABEN SIE FRAGEN? 

UNSERE EXPERTEN BERATEN SIE GERNE! 

Emission Partner GmbH & Co. KG 

Industriestraße 5 

26683 Saterland-Ramsloh 

Vertrieb 

Geschäftsbreich Biogas 

+49 4498 92 326 26 

shop@emission-parts.de 

Wir verstehen Biogas!

1_2018 Leseprobe

Erfolgreiche ePaper selbst erstellen

Template löschen?

Als Template speichern?