Leseprobe 5_2025

Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 28. Jahrgang | www.biogas.org
5_2025
Das Branchenmagazin
TITELTHEMA
Cybersicherheit
Ab Seite 36
CO2-Gesetz – „zum Wohl
der Allgemeinheit“? 32
Mannheim: Methanol
aus Klärgas 48
Polen: Biomethan-
Offensive nicht in Sicht 78

2 BIOGAS Journal 5_2025
Alles aus einer Hand -
Ihren Anforderungen entsprechend!
Kostenreduktion durch eine
effizientere Gasreinigung!
Produktion
Labor
Logistik
kurze Lieferzeiten
Qualitätskontrolle
Beladungsuntersuchung
flexible
Liefermengen
auf Basis
nachwachsender
Rohstoffe
Optimierungsberatung
Auslegung inkl.
Standzeitberechnung
Service
Kunststoff &
Edelstahl
Schüttbettadsorber
kurze
Reaktionszeit
Adsorber
Entsorgung
inkl. Nachweis
AK-Wechsel
• Dotierte Aktivkohlen
auf Holz- und
Steinkohlebasis zur
Entschwefelung und
Reinigung von
technischen Gasen
• Längere Standzeiten,
weniger Wechsel
Sparen Sie Kohle und
sichern Sie sich Ihr Angebot!
AdFiS products GmbH
Am Kellerholz 14
D-17166 Teterow
Telefon: +49 (0) 3996 15 97-0
E-Mail: sales@adfis.de
web: www.adfis.de

EDITORIAL
3
Katastrophe
abgewendet?
Liebe Leserinnen und Leser,
zum Redaktionsschluss dieses BIOGAS
Journals Anfang September war das im
Februar vom Deutschen Bundestag verabschiedete
sogenannte Biomassepaket
leider immer noch nicht rechtsverbindlich
in Kraft. Da das Biomassepaket erst
am 13. August formell der EU zur Notifizierung
übermittelt wurde, lag zum Redaktionsschluss
auch noch keine beihilferechtliche
Genehmigung vor.
Allerdings fand kurz vorher, am 29. August,
online ein sogenanntes Biomasseinformationsgespräch
mit dem Bundeswirtschaftsministerium
statt, an dem
auch Vertreter des Fachverbandes Biogas
e.V. teilgenommen haben. In dem
Gespräch wurde vonseiten des Ministeriums
die Notifizierung als reine Formsache
dargestellt und dass die EU-Genehmigung
in wenigen Tagen erfolgen solle.
Schon vorher hatte die Bundesnetzagentur
die Rahmenbedingungen für die Biomasse-Herbstausschreibung
auf ihrer
Webseite veröffentlicht, in der sich vor
allem Biogasanlagen um eine Anschlussvergütung
nach dem Ende der ersten
EEG-Vergütungsperiode bewerben. Fest
steht: Das Gebot muss bis zum 1. Oktober
2025 um 24.00 Uhr bei der Bundesnetzagentur
schriftlich eingehen.
Soweit die Faktenlage. Wenn die Notifizierung
vor dem 1. Oktober erfolgt,
sollen die Inhalte des Biomassepakets
in der Ausschreibung zur Anwendung
kommen. Die Bundesnetzagentur hat
signalisiert, dass sie die Homepage
schnell aktualisieren will. Hohes Tempo
ist hier angesagt.
Das bedeutet dann: höheres Ausschreibungsvolumen,
höherer Flexzuschlag,
zwölf Jahre Anschlussvergütung, Betriebsviertelstundensystem,
aber auch
weiterhin die leidige sogenannte endogene
Mengensteuerung. Dann wäre
zwar die ganz große Katastrophe mit
einer Vielzahl von Anlagenstilllegungen
abgewendet. Aber Wohl und Weh lägen
hier trotzdem nah beieinander. Denn Anlagen
mit Inbetriebnahme in den Jahren
2004 und 2005 könnten trotz höherem
Ausschreibungsvolumen wegen der endogenen
Mengensteuerung keinen Zuschlag
bekommen.
Das wäre katastrophal. Gerade für solche
Anlagen, die im nächsten Winter zum
Beispiel ein Nahwärmenetz zu versorgen
haben. Um es auf den Punkt zu bringen:
Keine Stromvergütung, keine Wärmeproduktion.
Für diese Anlagen sollten
Übergangsregelungen geschaffen werden,
weil sie erst wieder an der Ausschreibung
zum 1. April 2026 teilnehmen
können. Hilfreich für den Übergang wäre
eine sogenannte Deminimis-Regelung.
Deminimis heißt, dass Mitgliedsstaaten
nach EU-Recht Beihilfen für gewerbliche
Betriebe – zu denen rund 90 Prozent
der Biogasanlagen zählen – auch ohne
explizite Genehmigung der Kommission
gewähren dürfen. Es würde eine formale
Anzeige genügen. Die maximale Fördersumme
pro Betrieb ist auf 300.000 Euro
innerhalb von drei Jahren begrenzt. Die
Bundesregierung sollte schnellstens für
die entsprechend betroffenen Anlagen
eine aus Bundesmitteln finanzierte neue
Beihilfe für Biogasanlagen einführen –
und das ohne Änderung am EEG.
Anfang September zum Redaktionsschluss
dieses BIOGAS Journals lassen
sich nur Szenarien beschreiben, und wir
hoffen, dass die Notifizierung früh genug
kommt. Und wenn doch nicht? Das wäre
katastrophal. Denn dann würde das alte
Ausschreibungsdesign gelten, in dem nur
363 Megawatt (MW) ausgeschrieben sind.
Ein düsteres, für die Anlagenbetreiber
und deren Familien existenzgefährdendes
Szenario, weil dann etwa 700 Anlagen
mit rund 400 MW installierter
Leistung aufgrund des zu geringen Ausschreibungsvolumens
auf der Strecke
bleiben würden. Dem Strommarkt würden
aufgrund nicht mehr realisierter
Leistungsüberbauung bis zu 1.600 MW
an flexibler Leistung verloren gehen.
Das Biomassepaket ist das bestimmende
Thema dieser Tage in der Biogasbranche.
Aber auch andere Themen sollten
nicht aus dem Blick geraten. Aus aktuellem
Anlass befassen wir uns in dieser
Journal-Ausgabe in der Titelstrecke mit
der Cybersicherheit von Biogasanlagen.
Hier lesen Sie Empfehlungen, wie Sie sich
schützen oder sogar gegen Schäden
versichern können. Bleiben Sie wachsam
und sichern Sie die digitale Seite Ihrer
Anlage vor Fremdzugriffen.
Herzlichst Ihr
Martin Bensmann
Redakteur BIOGAS Journal
Fachverband Biogas e.V.

4
INHALT
TITELTHEMA
Cyber-
Sicherheit
36 Cybersicherheit
bei Anlagen in der
Energiewirtschaft –
Anforderungen und
Haftungsrisiken
Von Michael Hannig
26
Interview
40 Gegen Cyberkriminalität
absichern
Interviewer:
Dipl.-Ing. agr. (FH)
Martin Bensmann
42 Cybersicherheit:
Aktuelle Vorfälle
und Praxisbeispiele
Von Christoph Reithmair
EDITORIAL
3 Katastrophe abgewendet?
Von Dipl.-Ing. agr. (FH)
Martin Bensmann
Redakteur BIOGAS Journal
Fachverband Biogas e.V.
AKTUELLES
6 News: Europa: Biomethankapazität
erreicht 7 Milliarden
Kubikmeter
7 News: Monatlicher Börsen-
Strompreis 2021 bis 2024
8 Mitteilung Ihrer Polizei
10 News: Bioenergie: 2024
wichtigste erneuerbare
Wärmequelle in Deutschland
11 Bücher
12 Biogas-Kids
13 Termine
14 Hohe Investitionen können
sinnvoll sein, aber…
Von Dipl.-Ing. Heinz
Wraneschitz
18 Biogas Convention
22 Kommunen: Schlüsselakteure
der Wärmewende
Von Christian Dany
26 BEE-Sommerfest:
Abschied und Aufbruch
Von Dietrich Holler
POLITIK
CO2-Speicherung
32 „Überragendes öffentliches
Interesse“ – per Gesetz
definiert
Von Bernward Janzing
34 Warten auf das Biomassepaket
Von Jörg Schäfer
PRAXIS
EvaSecur
46 Kostenfreies Tool stärkt
Cybersicherheit in Biogasanlagen
ab 2026
Von Professor Dr.-Ing.
Jürgen Schmidt
Beilagenhinweis:
Das BIOGAS Journal enthält Beilagen der Deutsche Biogas Dachsysteme, SERCOO Energy und den Fachverband Biogas-Kalender

BIOGAS Journal 5_2025 5
48
Titelgrafik: bigbenreklamebureau + AdobeStock | Fotos: BEE e.V., Dr. Martin Frey, Martin Egbert
70
48 Methanol: Schiffskraftstoff
aus Abwasser
Von Dr. Martin Frey
54 „Erzeugungskapazitäten
dem Markt anpassen“
Von Dr. Martin Frey
Serie, Teil 3
58 Dritter Anlauf beim Projekt
„Hammelbüsch“
Von Dr. Martin Frey
64 Anlage des Monats
Juni, Juli
Firmenjubiläum
66 Biogas Service Tarmstedt
(BST) – eine norddeutsche
Erfolgsgeschichte
Von Dipl.-Ing. agr. (FH)
Martin Bensmann
INTERNATIONAL
Bulgarien
70 Perpetuum Mobile
produziert Biogas
Von Klaus Sieg
Polen
78 Kommt der große
Biomethan-Schub?
Von Dierk Jensen
VERBAND
Aus der Geschäftsstelle
88 Hängepartie Biomassepaket
Von Dr. Stefan Rauh und
Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel
Maciejczyk
92 Dr. Claudius da Costa Gomez:
Ein Vierteljahrhundert
Engagement für die
Biogasbranche
BEE-Gastbeitrag
94 Grüner Wasserstoff: Alle
Erneuerbaren Erzeugungsarten
berücksichtigen!
Von Dr. Simone Peter
PRODUKTNEWS
96 Aerovent befreit
Rohrleitungen von Gasund
Lufteinschlüssen
Effiziente Gebläsetechnik
für Biogasanlagen
GLUKON® farm:
Zuverlässiger Haftund
Kontaktklebstoff

32
POLITIK
CO2-Speicherung
„Überragendes öffentliches Interesse“ –
per Gesetz definiert
Das Wirtschaftsministerium versucht mit einem neuen CO2-Transportgesetz den allgemeinen
Nutzen von CO2-Pipelines und -Endlagern herbeizureden.
Von Bernward Janzing
Das Bundeswirtschaftsministerium
scheint es nötig zu haben, stets zu betonen,
wie sinnvoll und notwendig das
neue Gesetz sei: Im Referentenentwurf
des Kohlendioxid-Speicherungs- und
Transportgesetzes (KSpTG) wird mehrfach
das „Wohl der Allgemeinheit“ zitiert
– offenbar mit dem Ziel, Kritikern
vorauseilend etwas entgegenzusetzen
und somit von vornherein alle Zweifel
an der Notwendigkeit einer CO2-Infrastruktur
abzuwehren.
So diene der Bau von CO2-Leitungen
nämlich dem „Wohl der Allgemeinheit“,
wenn das Vorhaben dazu diene, „Kohlendioxid
zu einem Kohlendioxidspeicher zu
transportieren, um so zum Zwecke des
Klimaschutzes die Emission von Kohlendioxid
in Deutschland dauerhaft zu vermindern“.
Schließlich sei, postuliert das
Gesetz, der Einsatz von CCS und CCU „zur
Erreichung der Klimaziele notwendig“.
CCS steht für Carbon Capture and Storage,
also CO2-Abscheidung, -Transport
und -Speicherung. CCU steht für Carbon
Capture and Utilization, das meint die
Abscheidung, den Transport und die anschließende
Nutzung von Kohlenstoffverbindungen.
Bislang sei die Genehmigung
von Leitungen zum Transport von
Kohlendioxid noch mit rechtlichen Unsicherheiten
verbunden, heißt es.
Blankoscheck für
Verschmutzer-Industrien?
Aber natürlich kann auch das Beharren
des Ministeriums auf eine Notwendigkeit
einer CO2-Lagerung im Untergrund die
Kritiker nicht besänftigen. Olaf Bandt,
Vorsitzender des Bund für Umwelt und
Naturschutz Deutschland (BUND), nennt
die CCS-Pläne von Bundeswirtschaftsministerin
Katherina Reiche (CDU) einen
„Blankoscheck für Verschmutzer-Industrien“.
Denn statt ihre klimaschädlichen
Abgase zu reduzieren, dürften durch das
Gesetz künftig „Kraftwerke, chemische
Industrie und Müllverbrenner diese einfach
bis unter die Nordsee leiten oder
gleich vor Ort in den Boden jagen“.
Konkret geht es in dem neuen Gesetz
darum – so heißt es in dessen Präambel
– dass „die dauerhafte Speicherung
von Kohlendioxid in unterirdischen Gesteinsschichten
des Festlandsockels und
der ausschließlichen Wirtschaftszone zu
kommerziellen Zwecken im industriellen
Maßstab ermöglicht und ein einheitliches
Zulassungsregime für alle Kohlendioxidleitungen
geschaffen“ werde.
Und schon betonen die Autoren des Gesetzentwurfs
wieder in einem Akt der
fortwährenden Selbstbestätigung: „Die
Errichtung, der Betrieb sowie wesentliche
Änderungen von Kohlendioxidleitungen
liegen im überragenden öffentlichen Interesse.“
Es sei „zu berücksichtigen, dass
Kohlendioxidleitungen dem Klimaschutz
dienen und dazu beitragen, die Emission
von Kohlendioxid in Deutschland dauerhaft
zu vermindern“. Es bestünden daher
„keine sachgerechten Alternativen zu der
vorliegenden Gesetzesänderung“.
BUND: Öl- und Gasnutzung
wird zementiert
Der BUND widerspricht der Einschätzung
der Regierung vehement, es gebe für die
Leitungen ein überragendes öffentliches
Interesse: „Das Gegenteil ist der Fall:
Rund um den Industriemüll sollen ganze
Industrien mit Pipelines, Anlagen und
CO2-Endlager errichtet werden.“ Milliarden
öffentlicher Gelder könnten künftig
„an Verschmutzer fließen“. CCS sei „nur
eine teure Scheinlösung“, die „in vielen
Bereichen echten Klimaschutz eher behindert“.
Denn das damit entstehende
Geschäft mit dem Transport und Deponieren
von klimaschädlichen Abgasen
werde nur die weitere Nutzung von Öl
und Gas zementieren.
Dass die Bundesregierung so sehr darauf
beharrt, dass Kohlendioxidleitungen
dem Allgemeinwohl dienen, hat einen
formalen Grund. Damit nämlich, so heißt
es im Entwurf, werde „die Entziehung
oder die Beschränkung von Grundeigentum
oder von Rechten am Grundeigentum
im Wege der Enteignung zulässig“,
soweit dies notwendig ist, um ein Projekt
zu realisieren. Die damit verbundene
Beschneidung von Beteiligungs- und
Klagerechten kritisiert der BUND scharf.
Der Referentenentwurf ist relativ ähnlich,
wie die einstigen Entwürfe der Ampelkoalition
– die Änderungen liegen im Detail:
„Es wird jetzt noch stärker hervorgehoben,
dass die Infrastruktur für CCS im
überragenden öffentlichen Interesse liegen
soll“, sagt Viviane Raddatz, Bereichsleiterin
Klimaschutz und Energiepolitik
beim WWF. Das könne dazu führen, dass
im Zuge der Güterabwägung auch mit
dem Meeresschutz der Bau von CCS-Infrastruktur
erleichtert werde.
Schleswig-Holstein und
Brandenburg: Bürgerinitiativen
gegen CO2-Endlager
Unverändert bleibt auch das Verbot
einer Speicherung von CO2 an Land, mit
Ausnahme von Forschungsspeichern.
Allerdings eröffnet das Gesetz laut Referentenentwurf,
wie auch schon von
Robert Habeck geplant, den Bundesländern
die Möglichkeit, über landesgesetzliche
Regelungen die dauerhafte
Speicherung zum kommerziellen Einsatz
im industriellen Maßstab in ihrem
Territorium zuzulassen – „Opt-in-Klausel“
genannt. In Schleswig-Holstein und
Brandenburg haben sich daher bereits
Bürgerinitiativen gegen ein „CO2-Endlager“
gegründet – offensichtlich können
also nicht alle Bürger das „überragende
öffentliche Interesse“ erkennen.
Auch Greenpeace befürchtet bereits,
dass durch die erweiterten Öffnungsklauseln
und die begrenzten Endlagerpotenziale
in der Nordsee die CO2-Ver-

BIOGAS Journal 5_2025
33
Kohle. Dadurch werde „sichergestellt,
dass das Ziel des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes,
die Erzeugung
elektrischer Energie durch den Einsatz
von Kohle in Deutschland schrittweise
und möglichst stetig zu reduzieren, nicht
durch den Einsatz von CCS und CCU tangiert
oder hinausgezögert wird“, so das
Wirtschaftsministerium.
Und doch sehen Umweltverbände in
dem geplanten Gesetz eine Zementierung
der fossilen Energiewirtschaft. 70
Verbände hatten im November bereits
einen offenen Brief unterzeichnet, in
dem sie beklagen, dass Milliarden an
Steuergeldern in eine Technik investiert
werden sollen, die den Ausstieg aus den
Fossilen „verhindern oder zumindest
stark verschleppen“ würde.
Foto: Adobe Stock/Adam Sébire/Stocksy
CCS-Anlage auf Island.
pressung an Land durch die Hintertür
ermöglicht werden soll. „Dies wäre ein
dreister Versuch, der die bewusste Gefährdung
von Trinkwasserreservoiren in
Kauf nimmt“, warnt Greenpeace.
Das Wirtschaftsministerium legt unterdessen
Wert darauf, zu betonen, „dass
an den weltweit betriebenen Kohlendioxidspeicherstätten
keine Vorfälle mit
Umweltrelevanz oder Personenschäden
aufgetreten“ seien. Auch das Forschungsprojekt
im brandenburgischen
Ketzin habe im Demonstrationsmaßstab
gezeigt, dass die Speicherung an Land
sicher sei.
Greenpeace: Lagerkapazitäten unter
der Nordsee werden überschätzt
Doch überschätzt der Gesetzgeber die
Möglichkeiten der CO2-Lagerung in
der Nordsee und unterschätzt die Risiken?
„Die Kapazitäten, vor allem in der
deutschen AWZ [ausschließlichen Wirtschaftszone],
sind wahrscheinlich viel
geringer als ursprünglich angenommen“,
heißt es in einer aktuellen Studie des
Geochemikers Ralf Krupp im Auftrag von
Greenpeace. Bei der Einspeicherung von
CO2 bestehe zudem „ein hohes Risiko,
dass es durch Risse oder Schwachstellen
in der Gesteinsschicht entweicht“. Erosion
und andere geologische Faktoren
könnten diese Risse sogar noch vergrößern
und die CO2-Speicherung unsicher
machen. Nicht zuletzt werde „die Menge
an CO2, die pro Jahr sicher in die Speicherstrukturen
gepumpt werden kann,
vermutlich stark überschätzt“.
Die Studie konstatiert zudem eine „Gefahr
für die Umwelt und das Klima“, denn
„durch den hohen Energie- und Ressourcenverbrauch“
stelle CCS „einen erheblichen
Eingriff in die Umwelt“ dar. Ferner
würden die Risiken von Blowouts unterschätzt
– das sind plötzliche, unkontrollierte
Freisetzungen von CO2, die durch
Druckaufbau entstehen können. Solche
Ereignisse könnten große Mengen des
gespeicherten CO2 freisetzen und sogar
noch andere gefährliche Gase mit nach
oben bringen. So könne CCS indirekt zur
Freisetzung klimaschädlicher Substanzen
wie Methan führen, was die positive
Klimawirkung einer CO2-Speicherung zunichte
mache.
Greenpeace-Energieexperte Karsten
Smid kommt daher zu dem Ergebnis, CCS
sei „eine Scheinlösung, die einem großen
Teil der Wirtschaft auf dem Weg zur Klimaneutralität
nicht helfen wird”. Die Pläne
der Bundesregierung, „bis zur Hälfte
der heutigen Industrieemissionen künftig
zu verpressen“, seien „überdimensioniert“.
Sie gaukelten Teilen der Wirtschaft
ein „Weiter so“ vor, das „klima- und wirtschaftspolitisch
gefährlich“ sei.
CO2-Transport aus Kohleverbrennung
soll verboten bleiben
Verboten bleiben soll auch weiterhin
in den Kohlendioxidnetzen der Transport
von CO2 aus der Verbrennung von
CCS: End-of-Pipe-Technik
Denn das neue Gesetz würde es „Raffinerien,
Kraftwerken, Müllverbrennungsanlagen
sowie Produktionsanlagen für
Plastik, Düngemittel oder Zement erlauben,
CO2-Abscheideanlagen zu errichten
und das aufgefangene CO2 über
Pipelines, Züge und Schiffe zu Endlagerstätten
zu transportieren“. CCS sei eine
„End-of-Pipe-Technik, die die Vorkettenemissionen
aus dem fortgesetzten Einsatz
von Erdgas nicht erfasst“.
Der Gesetzentwurf ziele auf „die Entwicklung
großer kommerzieller CO2-
Abscheideanlagen, die Errichtung von
CO2-Deponien und den Bau eines flächendeckenden
Pipelinenetzes durch
ganz Deutschland, an das jeder Emittent
ein Recht auf Anschluss hätte“. Somit kämen
auf Länder und Kommunen durch
den flächenintensiven Infrastrukturzubau
enorme Planungskosten zu. Der
BUND spricht von einem 5.000 Kilometer
langen CO2-Pipelinenetz, das durch ganz
Deutschland geplant sei. Womit zumindest
eines klar ist: Das KSpTG wird massive
Auswirkungen in der Fläche haben.
AUTOR
Bernward Janzing
Freier Journalist
Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg
07 61/202 23 53
bernward. janzing@t-online.de

48
PRAXIS
Methanol: Schiffskraftstoff
aus Abwasser
Eine neuartige Technologie, die aus überschüssigem Kohlendioxid (CO2) Methanol erzeugt, ist am
Karlsruher Institut für Technologie (KIT) entwickelt worden. Dabei können Kläranlagen als CO2-Quellen
dienen – genauso aber auch Biogasanlagen. Ein Prototyp ging nun am Klärwerk Mannheim in Betrieb.
Das Projekt „Mannheim 001“ verspricht ein großes Potenzial, um die Mobilität von fossilen Quellen zu
befreien: Gelingt der Marktstart über ein ausgegründetes Unternehmen, könnten mit der Produktion
Schiffe betankt und damit umweltfreundlich auf Fahrt gehen.
Von Dr. Martin Frey
Doktorand Mücahit Terzi vor der ICODOS-Anlage, die aus mehreren Containern besteht (im Hintergrund rechts).
Das Klärwerk Mannheim liegt im Norden der Stadt direkt am
Rhein. Es dient der Abwasserreinigung der 320.000 Bewohner
Mannheims und der dort ansässigen Industrie, die etwa 50
Prozent (%) des zu reinigenden Abwassers verursacht. Es ist
zusätzlich zu den üblichen Reinigungsstufen mit einer vierten
Reinigungsstufe ausgestattet, die auch Spurenstoffe wie Medikamente
oder Industriechemikalien entfernt.
Der dabei entstehende Klärschlamm wird in drei Faultürmen
vergoren, wodurch jährlich etwa 9 Millionen (Mio.) Kubikmeter
(m3) Biogas entstehen, wovon etwa 35 % CO2 sind und in die
Methanolproduktion gehen könnten. Dieses Biogas wird heute
vor allem in Blockheizkraftwerken (BHKW) eingesetzt, um
Strom und Wärme direkt vor Ort zu erzeugen. Das darin enthaltene
CO₂ bleibt dabei jedoch ungenutzt und wird in die Luft
abgegeben, weil es im BHKW nicht mitreagiert.
Das neue Verfahren geht nun einen Schritt weiter: Es fängt das
CO₂ aus dem Biogas ab und stellt daraus Methanol her. Der verbleibende
Teil wird als Biomethan zurück an die Kläranlage geführt
und kann dort im BHKW genutzt werden – das steigert
die Effizienz deutlich. Die Pilotanlage steht am Rand des Klärwerkgeländes,
in der Nähe der Faultürme, die wie drei riesige
Eier die kommunale Einrichtung überragen.
„Wir wollen einen Beitrag leisten, um die Mobilität zu defossilisieren“,
sagt Doktorand Mücahit Terzi (28) vom IMVT Ins-
Fotos: Dr. Martin Frey

BIOGAS Journal 5_2025
49
titut für Mikroverfahrenstechnik des Karlsruher Instituts für
Technologie (KIT). Terzi hat Chemie-Ingenieurwesen und Verfahrenstechnik
studiert, 2022 als Doktorand angefangen und
begleitete den Ausbau der Mannheimer Anlage von Anfang an.
Er promoviert gerade über das Verfahren bei Institutsleiter Professor
Dr. Roland Dittmeyer.
Seit Juni Klärgas im Einsatz
Die Methanolherstellung sei nun im Probebetrieb. Seit Juni
wird die Produktion von synthetischem Biogas auf das Biogas
des Klärwerkes umgestellt. Das Konzept stößt bundesweit auf
großes Interesse: „Vor kurzem war noch der damalige Bundesverkehrsminister
Volker Wissing zu Gast und informierte
sich über die Anlage.“
Das Projekt wurde auch von der Stadt Mannheim über den Klimafonds
mitfinanziert. Das Potenzial für die Technologie sei
groß, so Terzi: Von den etwa 10.000 Kläranlagen in Deutschland
hätten schätzungsweise 1.000 bis 1.500 auch Faultürme.
Diese bilden die Voraussetzung, um eine Methanolproduktion
anzusiedeln. Der so zu erzeugende Kraftstoff könne im Schiffsverkehr
zum Einsatz kommen. Somit seien Kläranlagen oder
Biogasanlagen als CO2-Quelle zu nutzen und somit zusätzliche
Wertschöpfung zu generieren.
Die drei Faultürme des Mannheimer Klärwerks liefern das Biogas, dessen
CO2 in der ICODOS-Anlage zusammen mit Wasserstoff in Methanol
umgewandelt wird.
Vierstufiger Produktionsprozess
Die Anlage besteht aus drei Containern: Im ersten wird das
Biogas gereinigt, im zweiten verdichtet und im dritten das
Methanol produziert. Von den Faultürmen gelangt das Biogas
dazu zunächst in eine Biogasreinigung, bei der Aktivkohle den
Schwefelwasserstoff (H2S) entfernt und Molekularsiebe eine
Entfeuchtung gewährleisten. Der für den weiteren Prozess
notwendige Wasserstoff wird über einen Elektrolyseur vor Ort
gewonnen. Dieser besteht aus acht Einheiten, sogenannte
„Stacks“ des Herstellers Enapter, die in 24 Stunden etwa 9 Kilogramm
(kg) Wasserstoff erzeugen können.
Das Biogas gelangt nacheinander in zwei Kolonnen, die beide
mit einem Methanol-Wasser-Gemisch gefüllt sind. In der ersten,
dem Absorber, wird bei moderatem Druck und niedrigen
Temperaturen das CO2 im Gegenstrom aus dem Biogas gelöst.
Anschließend geht es weiter in die Desorption, wo bei hoher
Temperatur und hohem Druck Wasserstoff zugegeben wird, der
dann das CO2 mitnimmt.
Dieses Gemisch wird dann in eine dritte Stufe geführt, der Methanol-Synthese,
wo bei noch höheren Temperaturen und Drücken
aus dem Wasserstoff und dem CO2 Methanol-Wasser entsteht. In
einer vierten Stufe, der Destillation, wird daraus reines Methanol
gewonnen. Dieses wird in einem Tank zwischengelagert, bevor es
zu den Abnehmern gelangt. Die Pilotanlage hat keine kommerziellen
Abnehmer: „Das Produkt wird an europäische Partneruniversitäten
verschickt, um es als Kraftstoff in Dieselmotoren zu
testen“, so Terzi. Teile des Methanol-Wasser-Gemischs dienen anschließend
der Regeneration des Lösungsmittels im Prozess.
Das Fließbild zeigt, wie das CO2 aus dem Biogas aus den Faultürmen
über eine Absorptions- und Desorptionskolonne und mittels Zugabe von
Wasserstoff zu Methanol umgewandelt und anschließend destilliert wird.
Bevor das Biogas in den Prozess gelangt, wird ihm in diesem Container
der Schwefelwasserstoff entfernt und seine Feuchtigkeit angepasst.

50
PRAXIS
Gase ab 5 Prozent CO2-Gehalt nutzbar
„Das Novum unseres Prozesses ist, dass die Abscheidung des
CO2 und die Synthese zu Methanol in einem Prozess gekoppelt
werden“, so Terzi. Gegenüber anderen CO2-Abscheidungsverfahren
wie der Aminwäsche habe das Verfahren den Vorteil, dass
es auch in kleineren Projekten kosteneffizient einzusetzen sei.
Gegenüber letzterer gebe es auch etwa 30 % Energieeinsparung,
so Terzi. Generell ließen sich Gase ab einem CO2-Gehalt von
5 % für das Verfahren nutzen, also auch solche aus Müllverbrennungsanlagen,
der Zementherstellung oder anderen industriellen
Prozessen.
Die Anlage lässt auch weitere Forschungsarbeiten zu: Auf dem
Dach des Containers mit der Methanolproduktion befinden sich
zwei Lagerbehälter für den produzierten Wasserstoff. Dieser Vorrat
ermöglicht es, die Anlage für Simulationstests zu nutzen und
unterschiedliche Tageszeiten mit jeweils günstigen Regenerativstrom-Angeboten
nachzubilden.
Pro Tag kann die derzeitige Anlage 50 Liter (l) Methanol bereitstellen,
pro Jahr gehen die Entwickler von 15.000 bis 17.000 l
aus (12 bis 13,5 t pro Jahr). Dabei wird derzeit erst ein Bruchteil
des anfallenden Biogases verwendet: Würde das gesamte CO2
aus den drei Faultürmen genutzt, kämen etwa 4.000 t Methanol
zusammen. Ein großes Containerschiff könnte damit etwa von
Hamburg nach Shanghai fahren.
Weltweit 350 Methanol-Schiffe bestellt
Terzi verweist darauf, dass es sich hier noch um eine „Proof-ofconcept-Anlage“
handele, der industrielle Maßstab sei erst der
nächste Schritt. Derzeit gebe es weltweit erst 50 Schiffe, die mit
Methanol fahren. Aktuell seien 350 weitere Methanol betriebene
Schiffe bestellt. Dadurch werde der Bedarf weltweit weiter steigen,
so Terzi. Bis 2050 solle er fünfmal so hoch sein gegenüber
heute.
Derzeit ist das erzeugte Methanol noch mit hohen Kosten verbunden,
was bei Pilotanlagen nicht ungewöhnlich ist. Mohit
Singh, Projektmanager aufseiten des KIT, schätzt, aktuell könne
das grüne Methanol zu einem Preis von 2,37 Euro pro kg angeboten
werden. Dabei liegt der Anteil an Stromkosten dieses Preises
bei etwa 80 %. Bei niedrigeren Strompreisen würde sich der
Endpreis noch stark reduzieren. Würden mögliche CO2-Steuern
sowie alle Optimierungsmöglichkeiten berücksichtigt, wie die
Wärmeintegration für Heizzwecke sowie Skaleneffekte, sei eine
Wettbewerbsfähigkeit machbar, schätzt Terzi.
Den größten Anteil des Energieverbrauchs macht bei dem Verfahren
die Elektrolyse aus: Sie dürfte 30 bis 40 % der eingesetzten
Energie erfordern, hinzu kommt der Bedarf für Kühlung und
Beheizung der einzelnen Prozessschritte. Spätere Großanlagen
erforderten eine regenerative Stromerzeugung, wie sie etwa ein
Windpark liefern kann.
Junges Unternehmen als KIT-Ausgründung
Das in Mannheim eingesetzte Verfahren ist am KIT entwickelt
worden, anschließend fand die Ausgründung des Unternehmens
ICODOS GmbH mit Sitz in Mannheim statt, das nun mit mehr als
zwanzig Mitarbeitern Produkte für den Weltmarkt entwickelt.
An der Spitze stehen der Erfinder Dr. Francisco Vidal-Vazquez als
technischer Geschäftsführer (CTO) zusammen mit dem für die
Finanzen zuständigen CEO David Strittmatter.
„Diese Technologie wird die Schifffahrtbranche nachhaltig verändern
und leistet einen entscheidenden Beitrag zur Reduktion
von CO2-Emissionen“, so Strittmatter. Beide gründeten ICODOS
im Jahr 2022. Sie begannen in Karlsruhe mit ersten Versuchen.
Das Patent wurde durch das KIT in 2020 angemeldet. Die Laboranlage
wurde von 2021 bis 2023 in eine Pilotanlage überführt
und nach 100 Stunden Testbetrieb an das Klärwerk in
Mannheim umgesetzt.
Im Kontrollraum wird der Prozess der
Methanolerzeugung gesteuert und
überwacht – hier mit Masterstudent
Iadh ben Othman.
Über die Rohrbrücke (oben, hinter den Transparenten)
strömt das Biogas aus den Faultürmen nach links in den
Container mit der Reinigungsstufe.

52
PRAXIS
Acht Elektrolyseeinheiten erzeugen vor Ort aus grünem Strom und
Wasser den für die Methanolsynthese erforderlichen Wasserstoff.
Im Container für die
Methanolproduktion
wird in der
Desorptionskolonne
(links) bei hoher
Temperatur und
hohem Druck
der Wasserstoff
zugegeben, der
dann das CO2 aus
dem Methanol-
Wassergemisch
mitnimmt. In der
Bildmitte sind drei
Lagertanks für das
Methanol zu sehen,
ganz rechts die
Destillationseinheit.
Nutzen auch für Biogasstandorte
Das neue Verfahren eröffnet nicht nur für Klärwerke spannende
Möglichkeiten, sondern auch für klassische Biogasanlagen.
Mit der Technologie lässt sich Biogas nicht nur zu Biomethan
aufwerten, sondern auch das bislang ungenutzte CO₂ kann zu
Methanol verarbeitet werden. Damit könnten Biogas- und Kläranlagen
künftig zu kleinen, lokalen Produktionsstätten für erneuerbare
Kraftstoffe werden.
Das erzeugte Biomethan ist direkt einspeisefähig ins Erdgasnetz,
und das CO₂ findet eine sinnvolle Verwendung. „Bei fast 10.000
Biogasanlagen in Deutschland, von denen derzeit nur 272 eine
Methanaufbereitung haben, sehen wir enormes Potenzial für
diese Technologie“, betont Terzi.
Für die Methanolproduktion müssen Biogasanlagen keine besonderen
Voraussetzungen erfüllen. Terzi: „Je höher natürlich der
CO2-Gehalt und je weniger Unreinheiten im Biogas, desto besser.
H2S und Feuchtigkeit können mit einer Konditionierungsanlage
beseitigt werden. Der Rest wird in der Methanol-Syntheseanlage
bewerkstelligt.“ Eine wirtschaftlich tragfähige e-Methanolanlage
auf Basis des neuen KIT-ICODOS-Verfahrens könne sich ab einer
jährlichen Methanolproduktion von etwa 2.000 t lohnen, was einem
CO2-Bedarf von rund 3.000 t pro Jahr entspricht.
Bei einem typischen CO2-Gehalt von 40
Volumenprozent im Rohbiogas ergebe
sich daraus ein erforderlicher Biogasdurchsatz von etwa 3,5 Mio.
Normkubikmeter (Nm³) pro Jahr beziehungsweise rund 400
Normkubikmeter pro Stunde im Dauerbetrieb. Die Vermarktung
übernimmt dabei ICODOS. Der Mehrwert des Verfahrens ergibt
sich dabei durch die zusätzliche Wertschöpfung aus der sonst
ungenutzten CO2-Komponente des Biogases.
Anlagen in Frankreich und Spanien sollen entstehen
In der jetzigen Phase geht es um die Optimierung des Prozesses
und den dynamischen Betrieb. ICODOS plant, das jetzige Verfahren
auf eine Demoanlage zu übertragen, die jährlich 150 t Methanol
liefert. Diese soll zusammen mit dem staatlichen französischen
Energiekonzern EDF in Paris entstehen. Eine erste Anlage
in Spanien mit einer Produktionskapazität von 3.500 t pro Jahr
sei in Planung.
Sie steht für die kleinste der drei Größenklassen im künftigen
ICODOS-Sortiment, die künftig 3.500, 35.000 beziehungsweise
350.000 t im Jahr bereitstellen sollen. Ist das Unternehmen damit
erfolgreich, ist dies sicherlich ein wichtiger Schritt zu mehr Klimaschutz
auf den Binnengewässern und auf den Weltmeeren.
Weitere Informationen:
EBS Mannheim² Eigenbetrieb Stadtentwässerung Mannheim www.mannheim.de
ICODOS GmbH www.icodos.com
Karlsruher Institut für Technologie (KIT) IMVT Institut für Mikroverfahrenstechnik
www.imvt.kit.edu
Im Absorber, der mit schwarzer Dämmung versehenen Röhre und
Kolonne, die in der Bildmitte ganz nach oben reicht, wird bei moderatem
Druck und niedrigen Temperaturen das CO2 aus dem Biogas gelöst.
AUTOR
Dr. Martin Frey
Fachjournalist
Fachagentur Frey · Kommunikation für Erneuerbare Energien
Lilienweg 13 · 55126 Mainz
0 61 31/61 92 78-0
mf@agenturfrey.de
www.agenturfrey.de

78
INTERNATIONAL
Polen
Kommt der große
Biomethan-Schub?
Warschau
Wenngleich die Gegenwart noch bescheiden wirkt, lockt das
Potenzial: Ob eine großangelegte Biomethan-Offensive in Polen
tatsächlich gelingt, muss sich mit der aktuellen polnischen
Förderstrategie aber erst noch bewahrheiten.
Von Dierk Jensen
Es ist schon kurios. Im Mai 2025 fand der achte Biomethan-Kongress
in Poznań statt. Wie immer war die Veranstaltung gut besucht,
rund 350 Teilnehmerinnen und Teilnehmer aus allen Teilen
Polens, aber auch aus Deutschland, Italien, Dänemark, der
Ukraine und anderen Ländern reisten in die schöne Hauptstadt
der Woiwodschaft Wielkopolskie.
Die Stimmung auf dem Kongress, organisiert vom Fachmagazin
Biomasa, war angespannt optimistisch. Das Interesse groß, einfach
weil der polnische Markt mit der starken Landwirtschaft
im Hintergrund und bisher noch unerschlossenen Potenzialen
lockt. Doch ist der Blick auf die Gegenwart ernüchternd: Es gibt
(Stand Mai 2025) zwar 415, davon knapp die Hälfte landwirtschaftliche
Biogasanlagen mit akkumuliert 315 Megawatt (MW)
installierter Leistung, aber keine einzige (!) Biomethananlage.
„Wir verkaufen halt Träume“, wie Daria Lisiecka, Redakteurin
beim Magazyn Biomasa, die doch klaffende Lücke zwischen Anspruch
und Wirklichkeit nicht ganz ohne Ironie auf dem Kongress
bekundete. Und dies sagte sie zwei Tage nach dem ersten
Wahlgang der polnischen Präsidentschaftswahl, als es für keinen
der Kandidaten eine erforderliche Mehrheit gab und zu dem
Zeitpunkt noch nicht klar war, dass im zweiten Wahlgang Karol
Nawrocki gewinnen würde.
Mit dem rechtspopulistischen Präsidenten Nawrocki ist zu befürchten,
so die Einschätzung von Lisiecka, daß die Energiewende
und der Klimaschutz in Polen nicht an Tempo zunehmen;
auch die besagte Lücke zwischen Anspruch und Wirklichkeit –
besonders im Biogassegment – wird durch die jetzige politische
Konstellation in Polen nicht leicht zu schließen sein.
Landwirtschaftliche Biogasanlage (500 kW)
von Jerzy Kostrzewa in Sniaty.

BIOGAS Journal 5_2025
79
Neue BioLNG-Tankstelle am Rand
von Rzepin, unweit der polnischdeutschen
Grenze.
Beata Wiszniewska
von der Polska Grupa
Biogazowa S.A.
Fotos: Dierk Jensen
„Wir wollen aber langfristig LNG in
allen Teilen Polens anbieten“
Katarzyna Konowrocka
Marktakteure erwarten Ausbau der Biogas-Kapazität
Dennoch: Beata Wiszniewska von der Polska Grupa Biogazowa
S.A., die vor zwei Jahren von TotalEnergies übernommen worden
ist und Betreiberin von rund 20 polnischen Biogasanlagen
mit einer installierten Gesamtleistung von 21 MW ist, erwartet
bis zum Ende der jetzigen Dekade einen kräftigen Ausbau der
Biogas-Kapazität in ihrem Land. Sie schätzt, dass es im Jahr
2030 schon rund 1.000 Biogasanlagen in Polen geben könnte.
„Ich setze dabei langfristig auf Biomethan, denn ich denke, dass
die elektrische Energie aus Wind und Sonne wesentlich billiger
sein wird“, sagt Wiszniewska. „Deswegen wird die Polska Grupa
Biogazowa S.A. nicht in die Flexibilisierung der Stromproduktion
bestehender Anlagen investieren, sondern sich im kommenden
Biomethanmarkt engagieren“, fügt sie hinzu. Mehr als
50 Projekte seien derzeit in diesem Kontext schon in Planung.
Wiszniewskas Hoffnung ruht in erster Linie auf dem Nationalen
Energie- und Klimaplan (NECP) Polens, der den Ausbau der Erneuerbaren
Energien festschreibt. Aktuelles Ziel im NECP ist,
dass der Anteil der Erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch
bis 2030 auf 32 Prozent steigt. Dazu soll explizit der
Ausbau von Erzeugungskapazitäten für Biogas und Biomethan
gehören. Dies schaffe klare Investitionsanreize und rechtliche
Sicherheit für bestehende und kommende Marktakteure.
Da wittern auch die Platzhirsche der Energiebranche, wie beispielweise
die Shell Polska, große Chancen. Dies machte auch
Katarzyna Konowrocka, Direktorin für die Energie-Transformation
bei Shell Polska, auf dem 8. Biomasse-Kongress deutlich.
Ob dafür Biomethan statt günstigem Erdgas aus Texas oder
sonst wo zum Einsatz komme, sei natürlich eine Frage des
Preises, warnte Konowrocka vor falschen Erwartungen. „Wir
wollen aber langfristig LNG in allen Teilen Polens anbieten.
Das ist für uns der entscheidende Hebel, um die Emissionen
im Schwerlastverkehr zu reduzieren“, unterstrich die Shell-Mitarbeiterin
auf dem Diskussions-Panel. Wenngleich es noch keine
inländische Biomethan-Produktion gibt, so entstehen doch
mehr und mehr (Bio)-LNG-Stationen wie beispielsweise in der
Nähe von Rzepin unweit des deutsch-polnischen Grenzübergangs
bei Frankfurt an der Oder.

80
INTERNATIONAL
Angesichts dieser Botschaften wittern auch deutsche Akteure
wie EnviTec neue Märkte in Polen. „Wir sind seit 2020 in Polen
aktiv und agieren mit unserem Partner Go & Biogas dort“, so
Anne Selzer von der Unternehmenskommunikation. „Wir bieten
Anlagen in ganz Polen an. Dabei bieten wir unseren Kunden die
Full Value Chain, das heißt, von der Konzeptfindung, der Hilfestellung
bei der Genehmigung (über unseren Partner vor Ort),
beim Bau der Anlage inklusive Gasaufbereitung, BHKW, CO2-Verflüssigung
sowie Verflüssigung zu BioLNG bis hin zum Service.“
Selzer sieht in der Erzeugung von BioLNG durchaus ein Thema,
da das Gasnetz gerade im Osten und Süden des Landes nicht
gut ausgebaut sei. „Allerdings rentieren sich Verflüssigungsanlagen
erst in einer Größenordnung von mindestens 10 bis 12
Tonnen pro Tag“. Auch das Planungsbüro Krieg & Fischer aus
Göttingen ist bereits im polnischen Markt tätig. Allerdings dürfe
zum jetzigen Zeitpunkt – entsprechend eines dezidierten
Wunsches des polnischen Auftraggebers – nicht verraten werden,
an welchen konkreten Projekten gerade gearbeitet wird.
Kohle: 60 % der Netto-Stromerzeugung
Diese Zurückhaltung reflektiert ein Stück weit auch die antagonistische
Haltung zu den Erneuerbaren in Polen generell,
wurde das Land doch über Jahrzehnte von Stein- und Braunkohle
dominiert. Der Anteil an der Nettostromerzeugung lag
im vergangenen Jahr noch bei fast 60 Prozent! Klar, dass dahinter
auch eine gesellschaftliche Lobby steckt. Die wiederum
versucht, einen direkten Einfluss auf die polnische Energiepolitik
auszuüben.
„Wir haben in Polen immer noch die schwärzeste, fossillastigste
Energiewirtschaft in Europa“, kritisiert denn auch Prof. Jacek
Dach unumwunden. „Der Klima-Abdruck der polnischen Milch
liegt bei 727 Gramm Kohlendioxid pro Liter, während sich der
europäische Durchschnitt bei nur 50 Gramm bewegt. Das sagt
doch alles.“ Deshalb kommt ihm nur ein müdes Lächeln übers
Gesicht, wenn die Potenziale und die Ankündigungen wieder
allzu weit in den Himmel reichen.
Hennadiy Zhuk vom Gas-Institut der Nationalen
Wissenschaftsakademie der Ukraine gab auf dem
Kongress einen Überblick über den Zustand der
ukrainischen Biogasbranche.
Die Organisatoren vom magazyn
biomasa zeigen sich zufrieden
mit dem diesjährigen Event.

BIOGAS Journal 5_2025
81
Hocheffiziente Durchmischung der Biomasse mittels
sequenzieller Gaseinpressung
Vorteile:
§ Über 50% Energieeinsparung
§ Einfache und kostengünstige Wartung
§ Reduzierte Sedimentation
§ Keine Oberflächenverkrustung
§ Geringes Temperaturgefälle zwischen
den Substraten
MAPRO bietet Ihnen:
§ Bedarfsanalyse
§ Technisches Angebot
§ Gerätelieferung
§ Technischer Support
§ Überwachung der Betriebsdaten des Systems
MAPRO Deutschland GmbH I Tiefenbroicher Weg 35/B2 I 40472 Düsseldorf
Tel.: +49 211 98485400 I Fax: +49 211 98485420 I deutschland@maproint.com I www.maproint.com
Westcome Wärmetauscher
• Niedrigste Durchflussrate
Keine Dichtungen
= 0.25 m/sec
Keine Instandhaltung
Geringster Druckverlust
Keine Blockierungen •
• Höchste Effizienz
• Keine Kontaminierung
Kein Fouling
Seit über
20 Jahren
Höchste CO²-Einsparungen
Patent-Nr. DK 178 079 /
EP 3 037 766 B1
Garantiezeit 5 Jahre
Keine Reinigung
Schlamm /Schlamm-oder
Schlamm /Wasser-Wärmetauscher
Turbulent von
0.25 m/sec
Geringerer
Stromverbrauch
– Hohe Effizienz
– Keine Reinigung
erforderlich
– Lange Lebensdauer
Höchste Effizienz
Dänemark
+45 28 11 91 05 +45 81 98 46 00
info@westcome.dk
www.westcome.dk
ALTKATALYSATOR-RECYCLING
MIT EMISSION PARTNER
Für uns spielt es keine Rolle, ob Ihr Altkatalysator aus unserer eigenen Produktion
stammt oder von einem anderen Hersteller - wir nehmen alle Fabrikate entgegen und
vergüten zu Höchstpreisen. Berechnen Sie mit unserem Recycling-Formular Ihren
Vergütungspreis und beauftragen Sie unseren Abholservice!
So funktioniert‘s:
1. Tragen Sie Ihre Daten
in das Formular
ein.
2. Ihre Vergütung
wird sofort im Formular
berechnet.
3. Katalysator absenden
und Vergütung
erhalten.
JETZT QR-CODE
SCANNEN
clean air is our engine
Emission Partner GmbH & Co. KG
Bürgermeister-Schröer-Straße 9-11
D-26683 Saterland
Telefon: +49 4498 92 326 - 26
E-Mail: info@emission-partner.de
Web: www.emission-partner.de

82
INTERNATIONAL
Der Strom seiner 500-kW-Anlage, die 2024 in Betrieb ging und
rund 2,5 Millionen Euro kostete, wird direkt ins nur 100 Meter
entfernte 15-kV-Netz eingespeist. Bei einem derzeitigen Einspeisepreis
von 22,9 Cent pro Kilowattstunde über eine Laufzeit
von 15 Jahren und gekoppelt an die Inflationsrate geht
Kostrzewa davon aus, dass seine Investition sich schon nach
fünf Jahren amortisiert haben werde. Ohne Details verraten zu
wollen, hat ihn dabei das staatliche Förderprogramm sowohl
bei der Finanzierung auch bei einem zügigen Genehmigungsprozess
sowie einem unkomplizierten Netzanschluss sicherlich
unterstützen können.
Prof. Jacek Dach.
Chancen aus Versäumnissen?
Dafür hat der Wissenschaftler an der Fakultät für Biosystem-
Techniken an der renommierten Poznań University of Life
Sciences in den zurückliegenden Jahrzehnten zu viele Rückzieher
erlebt. So mussten die polnischen Biogaserzeuger
über eine lange Zeit mit mageren 5,5 Cent pro Kilowattstunde
klarkommen. Vollkommen undenkbar in Deutschland. Doch
aus den Versäumnissen der Vergangenheit könnte sich für die
polnische Biogasbranche auch eine Chance ergeben, erklärt
der 55-jährige Professor in seinem Büro sitzend, das eine beeindruckende
Aura von geballtem Wissen und Forschen ausstrahlt,
vollgestopft mit Papieren, Dokumenten und Büchern.
„Wir lernen aus den Fehlern, die in Deutschland gemacht
worden sind. Und wir sind hier in Polen nicht abhängig vom
Strommarkt. Außerdem wird in Polen bisher nur rund ein Prozent
der Maismenge, die in Deutschland in die Fermenter gefahren
wird, vergoren“, hebt der Experte substanzielle Unterschiede
der benachbarten Länder hervor.
Allerdings gibt es auch Biogasanlagen in Polen, die denen
in Deutschland doch ziemlich ähneln. Wie beispielweise die
von Jerzy Kostrzewa in Sniaty rund 45 Kilometer südlich von
Poznań. „Die Hälfte der Substrate, die wir in unsere Biogasanlage
fahren, kommt von der Gülle unseres Milchviehbetriebes
mit 350 Kühen“, so Landwirt Kostrzewa. Die weiteren
Inputstoffe sind Rückstände einer benachbarten Destillerie
sowie GPS und Mais.
Methanbedarf: 20 Mrd. m³ pro Jahr
Das Beispiel Kostrzewa wirft die derzeit virulente Frage im polnischen
Biogasmarkt auf: Klein oder groß? Biomethan oder
doch Strom und Wärme? Vor dieser strategisch wichtigen
und langfristigen Entscheidung stehen die polnischen Entrepreneure
derzeit. So liegt gegenwärtig der Methanbedarf in
Polen bei 20 Milliarden Kubikmeter, die seit dem Stopp der
Gasimporte aus Russland aus anderen Quellen bezogen werden
müssen. Dabei wird das jährliche technische Produktionspotenzial
für Biomethan in Polen auf bis zu 8 Milliarden Kubikmeter
geschätzt.
Marktexperten halten schon kurzfristig eine heimische Erzeugung
im Volumen von rund 2 Milliarden Kubikmeter für realistisch.
Was schon eine echte Hausnummer ist. Zum Vergleich:
Der Fachverband Biogas spricht aktuell von 272 Biomethan-
Anlagen in Deutschland, die knapp 1,4 Milliarden Kubikmeter
Biomethan pro Jahr ins Gasnetz einspeisen – was 1,6 Prozent
des deutschen Gasverbrauchs ausmacht.
Dabei ist die potenzielle Nachfrage am polnischen Heizmarkt
enorm hoch. Für Sławomir Szafrański von der Galia Green
Power in Warschau ist Biomethan daher ein ganz entscheidender
Schlüssel für die Dekarbonisierung des polnischen
Heizmarktes, dessen klimaneutraler Umbau rund 120 Milliarden
Euro kosten werde. Dass nun aber Biomethan in Polen
in Zukunft von Anlagen kleiner einem Megawatt produziert
werden wird, daran haben viele Insider große Zweifel, weil
der Investitionsaufwand in keinem profitablen Verhältnis
zum Output stünde.
Auf der kombinierten Biogas- und Kompostierungsanlage am
Stadtrand von Poznan.

84
INTERNATIONAL
allem aus tariflichen und genehmigungsrechtlichen Gründen
verstärkt Aktivitäten im Bereich zwischen 500 kW bis 1 MW zu
verzeichnen – was nicht gerade nach einem Steilpass für die
Biomethanproduktion aussieht.
Wo aber auch immer die Reise hingehen mag, Professor Jacek
Dach lenkt den Blick gerne auf die Potenziale, die sich durch
die Nutzung von Festmist, Gülle sowie Abfälle aus der Lebensmittelproduktion
und auch im urbanen Umfeld, durch Klärschlämme
und Bioabfälle, in ganz Polen mobilisieren ließen.
Allein mit all den genannten Biomassefraktionen ließen sich
rund 12.000 Biogasanlagen mit einer Größe von 250 bis 500
kW Leistung betreiben.
Adam Michalak, Betriebsleiter der kombinierten Biogas- und
Kompostierungsanlage bei Poznan.
PKN Orlen investiert stark in Umstellung
auf Biomethanproduktion
Außerdem übersteigt der Einstieg in eine Separierung von CH4
und CO2 oftmals die finanziellen Möglichkeiten landwirtschaftlicher
Betriebe. Das sind Vorhaben, die für industrielle Größen
wie Orlen, Veolia, Shell und TotalEnergy interessanter zu sein
scheinen. So investiert PKN Orlen derzeit kräftig in die Umwandlung
bestehender Biogasanlagen zu Biomethananlagen
und beabsichtigt, die Biomethanproduktion in den nächsten
sechs Jahren auf etwa eine Milliarde Kubikmeter hochzufahren.
Trotzdem, und das wurde auf dem Biomethan-Kongress in
Poznań von mehreren Rednern deutlich kritisiert, sind vor
Ziel: 2030 mindestens 10 % erneuerbare
Energieträger im Gasnetz
Das wäre am Ende eine Gesamtleistung von etwa 6.000 Megawatt
elektrisch. Unabhängig seiner Rechnerei: Das energiepolitisch
festgesetzte Ziel in Polen sieht vor, dass bis 2030
mindestens 10 Prozent der in den Gasnetzen transportierten
Brennstoffe durch erneuerbare und emissionsarme Energieträger
zu ersetzen sind – eben auch Biomethan.
Apropos Bioabfälle: Diese werden in Poznań schon vorbildlich
vergoren und anschließend kompostiert. Die Anlage am Stadtrand
verarbeitet rund 40.000 Tonnen organische Abfälle aus
der Biotonne. Die Organik wird in Garagen-Fermenter gefahren,
in denen bei einer Temperatur von 42 Grad Celsius Biogas
entsteht, das anschließend in zwei jeweils 260 kW großen
Gasmotoren verstromt wird.
„Wir können den gesamten Wärmbedarf unseres Betriebes mit
der Abwärme der Blockheizkraftwerke abdecken“, zeigt sich
Betriebsleiter Adam Michalak sehr zufrieden. „Wir müssen nur
noch in ganz wenigen Phasen Strom dazukaufen und erlösen
darüber hinaus durch die Einspeisung des Stroms zusätzliche
Einnahmen“, freut sich Michalak über seine kombinierte Biogas-
und Kompostierungsanlage, die jährlich 15.000 Tonnen
Kompost produziert.
Garagenfermenter
auf der Biogas- und
Kompostierungsanlage am
Stadtrand von Poznan.

BIOGAS Journal 5_2025
85
Behälter,
Hallen und
Ställe von WOLF
Internationale Fachmesse
für innovative Energieversorgung
Wolf System GmbH | 09932 37-0 | mail@wolfsystem.de
Unsere Kompetenz für Ihren Erfolg
Rohrleitungsbau
Sanierung und Beschichtung von Biogasbehältern
Dachkonstrukonen für Biogasbehälter
Hochwerge Rührwerks- und Pumpentechnik
Externe Gasspeicherung
Wartungs- und Kontrollgänge
Hochwerge Ersatz- und Anbauteile
Montage & Service mit geschultem Fachpersonal
energy-decentral.com
Nesemeier GmbH
Industriestraße 10 | 32825 Blomberg
Tel.: +49 5235 50287 0
info@nesemeier-gmbh.de
www.nesemeier-gmbh.de
ED26_85x118_Biogasjournal_DE.indd 1 20.08.25 09:08
KOMPONENTEN FÜR
BIOGASANLAGEN
ENERGIEEFFIZIENTE &
ZUVERLÄSSIGE
RÜHRWERKE!
Wir sind Dein Partner für
Biogas- und Gülletechnik.
FRITZ PAULMICHL GMBH · Kisslegger Straße 13 · 88299 Leutkirch · Tel. 0 75 63 / 912 479 0 · info@paulmichl.de · www.paulmichl.de

86
INTERNATIONAL
Jakub und Krzysztof Ima in der
Leitstelle ihrer Produktion.
Bioethanolproduktion mit Biogaserzeugung gekoppelt
Ein weiteres gutes Beispiel für eine optimale energetische
Verwertung von Reststoffen ist das Unternehmen Ima Polska
S.A. in der Stadt Murowana Goślina, die Bioethanol erzeugt
und Schnaps brennt. Zwei Biogasanlagen mit insgesamt rund
2 Megawatt elektrischer Leistung werden mit den Rückständen
der Destillierung beschickt. Vater Krzysztof Ima, eine geschätzte
Koryphäe der polnischen Spirituosen-Branche, und
sein Sohn Jakub strahlen mondgesichtig.
Sie erzeugen mit ihrem Unternehmen rund 90 Millionen Liter
Bioethanol und brennen nach ihren Rezepturen eine Reihe
hochprozentiger Schnäpse. Gerne zeigt Krzysztof den Showroom,
in dem die gelabelten Wodkas und Gins und andere hochprozentige
Alkoholika aus deren Provenienz aufgereiht sind.
„Wir haben durch den Einbau der Biogasanlagen unsere Effizienz
wesentlich erhöhen können“, bereut Jakub Ima die Investition
keinesfalls. „Dadurch können wir das Erdgas für die
Ethanolproduktion eins zu eins ersetzen“, fügt er hinzu und
verrät, dass der Ethanol-Markt gegenwärtig in Polen ziemlich
herausfordernd sei. Und zwar auch seitens der Rohstoffe, die
im Vertragsanbau von rund 120 Landwirten geliefert werden.
Tatsächlich hat Jakub auch über die CO2-Separierung im Biogas
nachgedacht, um Biomethan zu erzeugen. „Dann kam jemand
von der Firma Ammongas und da habe ich die Hände über den
Kopf geschlagen, als der mir gesagt hat, wie teuer das werden
würde.“ Zumal es immer wieder zu hören sei, so Jakub Ima,
dass es Probleme über die kalorische Kompatibilität von Biomethan
ins polnische Gasnetz geben würde.
Da wartet er doch lieber noch etwas die Entwicklung ab – bis
der Netzzugang durch andere, finanzpotente Pioniere erfolgreich
errungen worden ist. „Wir stehen ja erst am Anfang, wir
brauchen noch Zeit“, weiß er. Mit dieser simplen Aussage bringt
er die Situation der Biogasszene in Polen genau auf den Punkt.
AUTOR
Dierk Jensen
Freier Journalist
Bundesstr. 76 · 20144 Hamburg
01 72/4 53 45 47
dierk. jensen@gmx.de
www.dierkjensen.de
Bioethanol-Abtransport auf dem Gelände der Bioethanol-
Produktionsstätte von Ima in Murowana Goślina.
Jede Menge Prozente im Showroom von Ima.