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Bremer Energie-Konsens GmbH
Am Wall 140
28195 Bremen
http://www.energiekonsens.de
Wolfgang Schulz
Untersuchung zur Aufbereitung von
Biogas zur Erweiterung der Nutzungsmöglichkeiten
Aktualisierung einer im Juni 2003 vorgelegten
gleichnamigen von Wolfgang Schulz,
Maren Hille unter Mitarbeit von Wolfgang
Tentscher durchgeführten Untersuchung
August 2004
institut an der universität bremen
fahrenheitstraße 8
28359 bremen
tel 0421–20143-0
fax 0421–219986
email bei@bei.uni-bremen.de

2
Inhalt
Inhalt
Inhalt ....................................................................................................................................2
Tabellenverzeichnis .............................................................................................................3
Abbildungsverzeichnis .........................................................................................................4
1. Hintergrund und Zielsetzung.........................................................................................6
2. Einführung.....................................................................................................................8
3. Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen ..........................................................11
3.1 Anforderungen zur Einspeisung in Netze der allgemeinen Versorgung in
der Bundesrepublik ..............................................................................................11
3.2 Anforderungen zur Einspeisung in Netze der allgemeinen Versorgung in
anderen europäischen Ländern ...........................................................................20
4. Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken ..............................................................23
4.1 Kurzdarstellung einiger Projekte zur Aufbereitung von Biogas ............................23
4.2 Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in das Gasnetz ..................................30
4.3 Technik an der Einspeisestelle ............................................................................43
4.4 Aufbereitung zum Einsatz als Treibstoff in Kraftfahrzeugen ................................43
5. Darstellung der Situation in der Schweiz ....................................................................44
5.1 Projekte Kompo-Mobil I und II..............................................................................44
5.2 Aktivitäten der Erdgas Zürich...............................................................................45
5.3 Projektbeispiel Migros..........................................................................................46
6. Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen ..........................48
7. Bewertung der Ergebnisse..........................................................................................60
8. Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung ...................67
9. Zusammenfassung .....................................................................................................74
Quellen...............................................................................................................................76
Anhang I.............................................................................................................................81
Anhang II............................................................................................................................82
Anhang III...........................................................................................................................87

Tabellenverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Tabelle 2.1: Typische Komponenten von Biogas, Quellen: Weiland (2003)
und Schweigkofler (2002) ..................................................................... 9
Tabelle 3.1: Beschaffenheit von Deponie-, Klär- und Biogasen und Anforderungen
bzw. technische Richtwerte für die Einspeisung in das
öffentliche Gasversorgungsnetz, Quelle: DVGW (1991), S. 11 .......... 12
Tabelle 3.2: Vorschlag für eine Vergütung von Biogas aus Biomasse; Quelle:
Fachverband Biogas e.V., 2001.......................................................... 15
Tabelle 3.3: Einspeisevergütung gemäß EEG vom 21.7.2004............................... 16
Tabelle 3.4: Vergleich der notwendigen Gasqualitäten für Deutschland bei
einer Einspeisung in das Erdgasnetz gegenüber einer
Verwendung als Treibstoff; Quelle: Reher (2003)............................... 20
Tabelle 3.5: Anforderungen an Biogas für den Einsatz als Fahrzeugtreibstoff
bzw. eine Einspeisung in das Gasnetz in Schweden; Quelle:
Jönsson (2002), S. 6........................................................................... 21
Tabelle 3.6: Qualitätskriterien für die Einspeisung von Biogas in das Netz der
Gasversorgung Zürich; Quelle: Weber (1998), S. 24.......................... 22
Tabelle 4.1: Übersicht Biogasanlagen in Europa (Stand 2000); Quelle: SGC
(2001).................................................................................................. 23
Tabelle 4.2: Erlösrechnung für die Klärgasaufbereitung im Hauptklärwerk
Stuttgart-Mühlhausen gemäß Betreiberangaben................................ 25
Tabelle 4.3: Kosten einiger holländischer Aufbereitungsanlagen........................... 30
Tabelle 4.4: Durchschnittliche Eigenschaften von Erdgas, Stadtgas und
Biogas; Quelle: Wellinger (1998) ........................................................ 30
Tabelle 4.5: Übersicht der Kohlendioxidabtrennungs-Verfahren; Quelle: Act
Energy (2002) ..................................................................................... 39
Tabelle 4.6: Vor- und Nachteile der in der Praxis vorkommenden Verfahren
(in Anlehnung an Persson (2003)) ...................................................... 41
Tabelle 6.1: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von
50 m 3 /h Rohgas .................................................................................. 51
Tabelle 6.2: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von
100 m 3 /h Rohgas ................................................................................ 52
Tabelle 6.3: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von
200 m 3 /h Rohgas ................................................................................ 53
Tabelle 6.4: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von
400 m 3 /h Rohgas ................................................................................ 54
Tabelle 6.5: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von
600 m 3 /h und 1500 m 3 /h Rohgas ........................................................ 55
3

4
Abbildungsverzeichnis
Tabelle 6.6: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von
150 m 3 /h, 800 m 3 /h, 1000 m 3 /h, 2500 m 3 /h Rohgas (nur Anbieter
3)......................................................................................................... 56
Tabelle 6.7: Kostenorientierung für die Einspeisestelle (gemäß GBI GUT) ........... 58
Tabelle 8.1: Kosten und Wärmeeigenbedarf von landwirtschaftlichen Groß-
Biogasanlagen; Quellen: s. Angaben im Text und eigene
Berechnungen .................................................................................... 68
Tabelle 8.2: Kennwerte der berücksichtigten BHKW und Aufteilung des
Biogaseinsatzes; eigene Berechnungen ............................................ 69
Tabelle 8.3: Kosten der beiden berücksichtigten BHKW; Quelle: eigene
Berechnungen .................................................................................... 70
Tabelle 8.4: Berücksichtigte Kosten für die Fortleitung von Biogas in
eigenständigen Leitungen; Quelle: eigene Berechnungen ................. 71
Tabelle 8.5: Betriebsergebnisse der Gesamtanlage auf der Basis, dass keine
Gärgutkosten anfallen, inklusive einer Fortleitung des Biogases
in Abgängigkeit von Transportentfernungen und Höhe des
Wärmeerlöses; Quelle: eigene Berechnungen ................................... 71
Tabelle 8.6: Betriebsergebnisse der Gesamtanlage auf der Basis, dass
Gärgutkosten von 3 €/m 3 anfallen, inklusive einer Fortleitung des
Biogases in Abgängigkeit von Transportentfernungen und Höhe
des Wärmeerlöses; Quelle: eigene Berechnungen ............................ 72
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 4-1: Schematischer Aufbau einer Druckwasserwäsche............................. 34
Abbildung 4-2: Fließschema der nassen Gaswäsche................................................. 35
Abbildung 4-3: Schematischer Aufbau einer Druckwechseladsorptionsanlage.......... 36
Abbildung 4-4: Systemschema der auf eine Gasverflüssigung basierenden
Pilotanlage in Anklam ......................................................................... 38
Abbildung 7-1: Vergleich der Investitionskosten; Quelle: eigene Erhebung ............... 60
Abbildung 7-2: Vergleich der Ausschreibungsergebnisse mit den Erkenntnissen
der schwedischen Untersuchung von Persson (2003) ....................... 61
Abbildung 7-3: Spezifische Investitionskosten (€/MW) in Abhängigkeit von der
Leistung (MW), Gasmengenangaben beziehen sich auf Rohgas
(65% CH4); Quelle: eigene Auswertung.............................................. 62
Abbildung 7-4: Spezifische Betriebskosten ohne Kapitalkosten (ct/kWh) in
Abhängigkeit der Leistung (MW), Gasmengenangaben beziehen
sich auf Rohgas (65% CH4) ; Quelle: eigene Auswertung.................. 63

Abbildungsverzeichnis
Abbildung 7-5: Spezifische Aufbereitungskosten in Abhängigkeit von der Rohgasverarbeitungskapazität
der Anlage, 65% Methananteil im
Rohgas; Quelle: eigene Auswertung .................................................. 64
Abbildung 7-6: Vergleich der ermittelten spezifische Aufbereitungskosten
(Bezug: 65% Methananteil im Rohgas) mit der schwedischen
Untersuchung von Persson (2003); Quelle: eigene Auswertung ........ 65
Abbildung 7-7: Spezifische Aufbereitungskosten in Abhängigkeit von der
Rohgasverarbeitungskapazität der Anlage, 55% Methananteil im
Rohgas; Quelle: eigene Auswertung .................................................. 66
5

1. Hintergrund und Zielsetzung
6
Hintergrund und Zielsetzung
Die Biogaserzeugung und -nutzung hat seit der Einführung des Erneuerbare Energien
Gesetzes (EEG) einen beachtlichen Zuwachs erfahren. Im EEG ist eine
Regelvergütung für die Einspeisung der hierauf basierenden Stromerzeugung in
öffentliche Netze festgelegt.
Auf den ersten Blick stellt die damit unterstützte gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung
eine optimale Nutzungstechnik für das erzeugte Gas dar. Doch bei genauerer
Betrachtung fällt auf, dass die frei werdende Wärme in vielen Fällen nur unzureichend
ausgenutzt wird. Sie dient oft nur für den eigentlichen Gärprozess und allenfalls
für eine Beheizung der am Ort der Anlage befindlichen Betriebsgebäude. Dies
gilt beispielsweise für viele Kläranlagen-Faultürme, die zur Vermeidung von Geruchsbelästigungen
sehr abgeschieden angeordnet sind 1 . Aber auch im landwirtschaftlichen
Bereich stehen meist günstige Erzeugungsbedingungen mäßigen Wärmenutzungsbedingungen
gegenüber.
Bei gutem Wärmeschutzstandard der Gärbehälter und Wärmerückgewinnung aus
den Rückständen des Gärprozesses würden jedoch im Jahresdurchschnitt mindestens
80 % der erzeugten Wärme zur externen Nutzung zur Verfügung stehen. In Anbetracht
der zu erwartenden Wärmeüberschüsse wird meist sogar darauf verzichtet,
wärmesparende Verfahrenstechniken einzusetzen.
Eine Perspektive zur vollständigen Ausnutzung der enthaltenen Energie könnte sich
durch eine Aufbereitung des Biogases entwickeln. Dies würde beispielsweise eine
Einspeisung in das Erdgasnetz oder eine gezielte Erzeugung von gasförmigem Treibstoff
ermöglichen. Biogas besteht zu 50 bis 75 % aus Methan, im Übrigen aus
Kohlendioxid und einigen Spurenstoffen. Unter den Spurenstoffen können insbesondere
Schwefelwasserstoff und Stickstoffverbindungen Geruchs- und Korrosionsprobleme
bereiten und sollten nach Möglichkeit vor einer Nutzung entfernt werden.
Vor einer Einspeisung des erzeugten Gases in Erdgasleitungen ist eine Qualität herzustellen,
die der des Erdgases nahezu identisch ist. Gemäß den technischen Regeln
der DVGW (Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e. V.) ist hiermit zusätzlich
eine Abtrennung des enthaltenen Kohlendioxids verbunden.
Es handelt sich bei der hier vorliegenden Studie um eine Aktualisierung der im Juni
2003 vorgelegten Untersuchung. Das Interesse an dem Thema wird aktuell dadurch
gesteigert, dass die Biogaseinspeisung in Erdgasnetze in die Novelle des Erneuerbare
Energien Gesetzes mit aufgenommen worden ist. Demnach kommt eine KWK-
Anlage, deren Erdgaseinsatz mit einer Biogaseinspeisung korrespondiert, in den Ge-
1 Das gilt auch ganz besonders für Hausmülldeponien, deren Ausgasung jedoch durch einen erhöhten
Sauerstoffgehalt und Gehalt an sonstigen Spurenstoffen gekennzeichnet ist. Aufgrund
der abweichenden Problemlage werden Deponiegase nicht mit in die Betrachtung einbezogen.

Hintergrund und Zielsetzung
nuss der angehobenen Regelvergütung für die Stromeinspeisung in das öffentliche
Netz.
Vor dem Hintergrund dieser günstigeren Rahmenbedingungen stellt sich die Frage,
ob sich das Angebot an Aufbereitungsanlagen inzwischen erweitert hat und ob sich
hinsichtlich des Kostenniveaus Verschiebungen ergeben haben. Außerdem befanden
sich zum Zeitpunkt der ursprünglichen Recherchen Pilotprojekte in der Erstellungsphase
und es ist sinnvoll, die inzwischen hinzugekommenen Erfahrungen mit aufzunehmen.
Weiterhin ist von Interesse, eine im November 2003 veröffentlichte schwedische Untersuchung
(Margareta Persson, Lunds Tekniska Högskola: Utvärdering av uppgraderingstekniker
för biogas) mit den eigenen Erkenntnissen zu vergleichen.
Schließlich ist in der vorherigen Bearbeitung die Betrachtungen zu der am Einspeisepunkt
erforderlichen Technik oberflächlich ausgefallen. Im Rahmen dieser Aktualisierung
soll versucht werden, auch für diesen Bereich eine Kostenorientierung zu bieten.
Der Schwerpunkt der Betrachtungen wird indes wie bereits in der vorherigen Version
der Untersuchung auf die Betrachtungen gelegt,
- welche Konzepte zu welchen Kosten für welche Gasvolumenströme zur Verfügung
stehen,
- welche Anforderungen an die Gasreinheit für die zusätzlichen Gasnutzungsmöglichkeiten
gestellt werden und zudem
- in welchem Maße die Anforderungen angemessen und den erweiterten Gasnutzungsmöglichkeiten
dienlich sind.
Die von der Bremer Energie-Konsens vorgeschlagene und finanzierte Untersuchung
soll dazu beitragen, die Informationsbasis in einem Maße zu verbessern, dass hieraus
Hinweise zu marktgängigen Systemen geboten werden.
7

2. Einführung
8
Einführung
Die Aufbereitung von Biogas hat in der Bundesrepublik eine lange Tradition. Dabei
diente Biogas nicht nur zur eigenen Energieversorgung auf Kläranlagen, sondern
wurde schon zwischen 1935 und 1955 auf einer Reihe größerer Klärwerke auch als
Ersatz für Benzin zum Antrieb von Otto-Motoren und zur Hausgasversorgung aufbereitet.
Zwischenzeitlich haben sich die rechtlichen Rahmenbedingungen für die Nutzung von
Biogas erheblich verändert; sowohl die Voraussetzungen für seine Nutzung als Kraftstoff
als auch die Einspeisung in das öffentliche Erdgasnetz unterliegen strengen Regelungen.
Das Rohgas besteht im Wesentlichen aus den in der Tabelle 2.1 auf der nachfolgenden
Seite aufgeführten Komponenten. Methan und Kohlendioxid stellen die Hauptkomponenten
dar. Aus der Tabelle ist ersichtlich, dass sich deren Anteile innerhalb
weiter Grenzen unterscheiden und auch die sonstigen Gas- und Spurenanteile in unterschiedlichem
Maße vorkommen können. Bei konstanter Fahrweise und gleichförmigen
Eingangsmaterialien sind die auftretenden Schwankungsbreiten jedoch relativ
gering. Die Auflistung der Wirkung der jeweiligen Bestandteile lässt darauf schließen,
dass unbehandeltes Biogas gegenüber Erdgas bedeutende Nachteile aufweist. Für
den Einsatz in Motoren ergibt sich dagegen aufgrund einer die Klopffestigkeit steigernden
Wirkung einer höheren Methanzahl ein Pluspunkt. 2
Für die abgesogene Ausgasung aus Mülldeponien ist die Auflistung der im Gas enthaltenen
Spurenbestandteile gegenüber Tabelle 2.1 erheblich zu erweitern. Außerdem
stört die im Verlauf der Entwicklung der Deponie wechselhafte Zusammensetzung
der Deponiegase eine gezielte Aufbereitung. Selbst bei gründlicher und damit
kostenintensiver laufender Analyse und Aufbereitung kann nicht vollständig ausgeschlossen
werden, dass Spuren von Chlorkohlenwasserstoffen (Spraydosen, Chemikalien)
im Gas enthalten sind. Diese finden bei der Verbrennung durch die dabei auftretenden
Temperaturen und das fast immer in den Gasleitungen, Düsen oder Brennern
enthaltene Kupfer z. B. ideale Bedingungen für die Bildung von giftigen Dioxinen.
So existieren in der Bundesrepublik im Hinblick auf die Nutzung von Deponiegas von
vornherein erhebliche Vorbehalte gegen eine Einspeisung in das Gasnetz. Biogase
aus landwirtschaftlicher Produktion, aus Vergärungsanlagen für organische Abfälle,
aus der Klärschlammaufbereitung und verschiedenen bioindustriellen Prozessen
(z. B. Brennereien) gelten dagegen als prinzipiell für eine Einspeisung in das Gasnetz
- nach entsprechender Aufbereitung - geeignet.
2 Rau (1982), S. 99 ff.

Einführung
Tabelle 2.1: Typische Komponenten von Biogas, Quellen: Weiland (2003) und
Schweigkofler (2002)
Komponente Gehalt Wirkung
CH4 50 – 75 Vol-% brennbare Biogaskomponente
CO2 25 – 50 Vol-% vermindert den Brennwert
erhöht die Methanzahl und damit die Klopffestigkeit von
Motoren
fördert Korrosion (schwache Kohlensäure), falls das
Gas zugleich feucht ist
schädlich für alkalische Brennstoffzelle
H2S 0 - 5000 ppmV korrosiv in Aggregaten und Rohrleitungen (Spannungsrisskorrosion)
SO2-Emissionen nach Verbrennung bzw. H2S-
Emissionen bei unvollständiger Verbrennung. 3
NH3 0 - 500 ppmV
Katalysatorgift
NOx-Emissionen nach Verbrennung
schädlich für Brennstoffzellen
erhöht die Klopffestigkeit von Motoren
Wasser- 1 –5 Vol-% trägt zur Korrosion in Aggregaten und Rohrleitungen bei
dampf
Kondensat beschädigt Instrumente und Aggregate
bei Frost Gefahr der Vereisung von Rohrleitungen und
Düsen
Staub > 5 µm verstopft Düsen und schädigt Brennstoffzellen
N2 0 – 5 Vol-% vermindert Brennwert
erhöht die Klopffestigkeit von Motoren
Siloxane 0 – 50 mg/m 3 nur bei Klär- und Deponiegas aus Kosmetika, Waschmittel,
Druckfarben etc.:
bilden wie Schleifmittel wirkendes Quarz und schädigen
Motoren
Klärgas entsteht in allen Kläranlagen, die mit einer biologisch-anaeroben Klärstufe (Faulturmanlagen)
ausgestattet sind. Für diese Anlagen ist die energetische Nutzung des anfallenden
Klärgases attraktiv, da auf Kläranlagen ein hoher Strombedarf und ein gewisser
Wärmebedarf besteht. Vor dem Hintergrund, dass die Kosten für die anaerobe Klärstufe
und die Gaserzeugung der Abwasserreinigung zugerechnet werden können, sind bei der
Bestimmung des Strom- und Wärmepreises lediglich die Kosten des üblicherweise eingesetzten
Motoraggregates zu berücksichtigen. Unter diesen Rahmenbedingungen ist diese
Nutzung des Klärgases normalerweise gegenüber anderen Optionen 4 konkurrenzfähig.
3 vgl. http://www.bayern.de/LFU/luft/biogas/biogas5.htm, Abfrage vom 21.5.2003
4 Wietschel (2002), S. 146
9

10
Einführung
Eine Umfrage bei den Verbänden der Abwasserwirtschaft ergab, dass das hier erzeugte
Klärgas in der Regel zur Beheizung der Faultürme eingesetzt und Reste abgefackelt werden.
Lediglich bei großen Kläranlagen werde das Klärgas in Blockheizkraftwerken verstromt,
wobei das Gas zum Teil vorab gereinigt wird. 5 Eine Ausnahme stellt der Niers-
Verband in Viersen dar, der bis August 1996 in Mönchengladbach eine Anlage zur Biogasaufbereitung
und -einspeisung in das öffentliche Gasnetz betrieben hat (vgl. hierzu
Kapitel 4.1).
In der Regel beschränkt sich der Wärmeabsatz auf die ganzjährige Beheizung der Faultürme
(Prozesswärmebedarfsdeckung) und die Beheizung weniger Betriebsgebäude im
Winter. Die aufkommenden Tendenzen zur Klärschlammverbrennung bewirken, dass die
produzierte Wärme in zunehmendem Maße für eine Klärschlammtrocknung eingesetzt
wird. Ohne hierzu einen statistischen Nachweis erbringen zu können, lässt sich feststellen,
dass eine Minimierung des Prozesswärmebedarfs der anaeroben Klärstufe bisher im
Allgemeinen nicht stattgefunden hat, weil die Wärme nach der ursprünglichen Anlagenkonzeption
stets im Überschuss zur Verfügung steht. Die für externe Zwecke nutzbare
Wärmemenge ließe sich z. B. mittels Wärmetauscher, die den hinzugefügten Schlamm
mit Hilfe des ablaufenden erwärmen, erheblich steigern.
Die am 1.8.04 in Kraft getretene Novelle des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG) privilegiert
die Einspeisung von aufbereitetem Biogas in Erdgasnetze. Es lässt sich zurzeit
noch schwer einschätzen, in welchem Maße dies zu einer Belebung der Aktivitäten führen
wird. Aktuell stellen insbesondere noch die unklaren Kostenbedingungen der Durchleitung
durch fremde Erdgasnetze ein Hemmnis dar. Bislang steht die Verstromung bei meist geringer
Nutzung der Wärmeerzeugung im Vordergrund. Allein im landwirtschaftlichen Bereich
werden laut Staiß 6 bei aktuellen jährlichen Zuwachsraten von ca. 50 MWel etwa 200
MWel installiert sein, die etwa einen jährlichen Stromoutput von 800 GWh aufweisen. In
dem zitierten Jahrbuch werden technisch erschließbare Potenziale für eine jährliche Biogasproduktion
aus Mist und Gülle von 81 PJ/a (22,5 TWh), aus Klärgas von 27 PJ/a (7,5
TWh) und aus Biomüll von 11 PJ/a (3,1 TWh) genannt, die in vollem Umfang verstromt
etwa 10 TWh (entsprechend 2 % der öffentlichen Stromerzeugung in Deutschland) ergeben
würden. 7
Es ist aber davon auszugehen, dass alle Nutzungsoptionen, nämlich die Verstromung, die
Einspeisung in das Erdgasnetz, die reine Wärmeerzeugung und eventuell auch noch die
Nutzung als Treibstoff in Abhängigkeit von den spezifischen Bedingungen des Einzelfalles
weiterhin zum Zuge kommen werden.
5
Auskunft Ruhr-Verband, Essen, vom 30.1.2003
6
Staiß (2003), S. I-38
7
Diese Zahlen sollen nur zur Orientierung dienen. Je nach den zugrunde gelegten Prämissen
sind in der Literatur recht unterschiedliche Potenzialangaben zu finden.

Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
3. Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
3.1 Anforderungen zur Einspeisung in Netze der allgemeinen Versorgung
in der Bundesrepublik
In Bezug auf die technischen Anforderungen an die Gasversorgung in der Bundesrepublik
sind laut Energiewirtschaftsgesetz neben sonstigen Rechtsvorschriften die allgemein anerkannten
Regeln der Technik zu beachten. Nach §16, Absatz 2 wird deren Berücksichtigung
„vermutet, wenn bei Anlagen zur Erzeugung, Fortleitung und Abgabe …. von Gas
die technischen Regeln des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches e.V. eingehalten
worden sind.“ 8
Die Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.V. (DVGW) veröffentlicht seit
etlichen Jahrzehnten technische Regeln für die öffentliche Gas- und Wasserversorgung.
Für die hier diskutierte Frage der Aufbereitung von Biogas sind insbesondere die folgenden
relevant:
• Arbeitsblatt G 260 / Gasbeschaffenheit (Januar 2000)
Das DVGW-Arbeitsblatt G 260 definiert die grundlegende Zusammensetzung sowie
die Grenzwerte der brenntechnischen Kenndaten von Gasen in der öffentlichen
Gasversorgung. Die definierten Grenzwerte (brenntechnische Kenndaten und Anteile
der Gasbegleitstoffe) sind bei einer Einspeisung in das öffentliche Netz einzuhalten.
9
• Arbeitsblatt G 685 / Gasabrechnung (April 1993)
Zusätzliche Anforderungen an die Gasbeschaffenheit ergeben sich aus Gründen der
Abrechnungsgerechtigkeit, der Verkauf von Gas unterliegt der Eichpflicht, somit
greifen auch Richtlinien und Anforderungen der physikalisch-technischen Bundesanstalt.
Die wichtigsten dieser Anforderungen werden im Arbeitsblatt G 685 zusammengefasst.
Unter anderem wird definiert, dass in einem Abrechnungszeitraum und
innerhalb eines Versorgungsgebietes der Brennwert nicht um mehr als 2% schwanken
darf. 10
• Merkblatt G 262 / Nutzung von Deponie-, Klär- und Biogasen (Juni 2001)
Im Vorwort zu diesem Merkblatt wird zunächst darauf hingewiesen, dass Deponie-,
Klär- und Biogase keine Gase nach DVGW-Arbeitsblatt G 260 (s. oben) sind. „Ihrer
energetischen Nutzung im Rahmen der öffentlichen Versorgung sind damit Grenzen
gesetzt.“ 11 Im Merkblatt werden die nach neuesten Erfahrungen bestehenden Möglichkeiten
zur energetischen Nutzung der drei genannten Gasarten und die Anforderungen
aufgezeigt, die insbesondere dann zu beachten sind, wenn diese Gase au-
8
vgl. EnWG (1998), § 16 Anforderungen an Energieanlagen
9
Tabelle zu Kenndaten und Richtwerten für die Gasbeschaffenheit von methanreichen Gasen
nach [DVGW (2000)] im Anhang.
10
DVGW (1993), S. 10
11 DVGW (1991), S. 3
11

12
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
ßerhalb des betreffenden Erzeugungsbetriebes verteilt und in Feuerungsanlagen
der verschiedensten Art genutzt werden sollen.
In der nachfolgenden Tabelle 3.1 ist die typische Gaszusammensetzung von Deponie-,
Klär- und Biogasen den vorgeschriebenen Anforderungen bzw. technischen Richtwerten
für eine Einspeisung in das öffentliche Gasversorgungsnetz gegenüber gestellt.
Tabelle 3.1: Beschaffenheit von Deponie-, Klär- und Biogasen und Anforderungen
bzw. technische Richtwerte für die Einspeisung in das öffentliche
Gasversorgungsnetz, Quelle: DVGW (1991), S. 11
Mülldeponien
Biogasanlagen*
Kläranlagen
Erdgas H-Gebiet
Erdgas L-Gebiet
CH4
Vol.-%
40...60
60...80
60...70
> 96
> 90
Hauptkomponenten Spurengase
CO2
Vol.-%
20... 40
20... 40
20... 40
keine
bes.
Festlegung
O2/N2
Vol.-%
Rest
Rest
Rest
KW**
mg/m 3
H2S
mg/m 3
Beschaffenheit der Rohgase
O2 < 0,5
O2 < 0,5
... 300
-
... 10
keine
bes.
Festlegung
... 400
.. 8000
.. 8000
< 5
< 5
FCKW
mg/m 3
20...1000
-
-
***
***
* in landwirtschaftlichen Betrieben
** Kohlenwasserstoffe
*** Klär- und Biogase: keine Festlegung erforderlich;
Deponiegase: Einspeisung in öffentliche Netze nicht zulässig
H2O-
Taupunkt
°C
~ 35
ts>Bodentemperatur
Aus Tabelle 3.1 geht hervor, dass die Biogase vor allem auf einen höheren Methananteil
und niedrigere Schwefelwasserstoffanteile gebracht werden müssen, um sich den Erdgaseigenschaften
anzunähern.
• Merkblatt ATV-DVGW-M 363 / Herkunft, Aufbereitung und Verwertung von Biogasen
(Entwurf Juli 2002)
Die Zielsetzung dieses Merkblattes liegt darin, Empfehlungen zu geben, „bei deren
Einhaltung funktionstüchtige Biogasanlagen geplant und wirtschaftlich betrieben
werden können.“ 12
Dabei werden neben Daten zur Biogasbeschaffenheit und -ausbeute auch ausführliche
Angaben zu den Möglichkeiten der Biogasaufbereitung (vgl. auch Kapitel
4.2) sowie der Biogasspeicherung und -verwertung gemacht. Von besonderem Interesse
sind die Ausführungen zur „Verwertung zum Betrieb von Fahrzeugen“ sowie
zur „Abgabe des Biogases an Dritte zur Verwertung“.
12 ATV-DVWK (2002), S. 6

Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
Dieses sei bei Vorliegen „geeigneter örtlicher Bedingungen“ möglich. Es wird darauf
hingewiesen, dass auf diese Weise eine ganzjährige Verwertung des Biogases
gesichert werden kann. In wie weit das Biogas vorher aufzubereiten ist, müsse mit
dem Gasabnehmer unter technischen und wirtschaftlichen Gesichtspunkten geklärt
werden.
Gleiches gilt auch für die Einspeisung von Biogas in regionale Netze der öffentlichen
Gasversorgung. Dazu muss das Biogas vorher im Rahmen einer Aufbereitung
auf die brenntechnischen Eigenschaften des Netzgases eingestellt werden.
Die Anforderungen am Einspeisepunkt seien entsprechend DVGW G 260 mit dem
Netzbetreiber festzulegen.
• Ein „Arbeitsblatt G 262 / Nutzung von regenerativ erzeugten Gasen“ wurde kürzlich
im Rahmen des DVGW verabschiedet (letzter veröffentlichter Entwurf vom Juni
2003) und wird frühestens im September 2004 verfügbar sein. 13 Es definiert vor
dem Hintergrund der heute gültigen Vorschriften und gesetzlichen Regelungen die
Bedingungen für einen geordneten Netzzugang von Deponie-, Klär- und Biogasen.
EU-Richtlinie 2003/30/EC zur Förderung der Verwendung von biogenen Treibstoffen vom
17.05.2003
Hier wird Biogas zum ersten Mal auf europäischer Ebene explizit berücksichtigt, jedoch
nicht privilegiert. Im Erwägungsgrund 21 heißt es wörtlich: „National policies to promote
the use of biofuels should not lead to prohibition of the free movement of fuels that meet
the harmonised environmental specifications as laid down in Community legislation“ 14 ,
woraus sich herleiten ließe, dass Biogas einen nicht diskriminierenden Zugang zum Gasnetz
erhalten soll - vorausgesetzt, der Zugang ist mit den einschlägigen technischen Vorschriften
und Sicherheitsnormen vereinbar. Die Richtlinie regelt nicht explizit Zugangskonditionen.
Allerdings wird ein Richtmindestwert von 2 % aller „biofuels and other renewable
fuels“ in Artikel 3 in den nationalen Transport-Brennstoff-Märkten gefordert. Die
Richtlinie bezieht sich aber allein auf die Nutzung von Biogas und anderen erneuerbaren
Energieträgern als Transport-Treibstoff und nicht auf die Verwendung als Brennstoff in
Kraftwerken oder KWK-Anlagen.
Energiewirtschaftgesetzes (EnWG):
In dem Gesetz zur Novellierung des Energiewirtschaftsrechts von April 2003 ist in §4a
Absatz 2 festgehalten, dass Netzbetreiber auch für „Gas aus Biomasse“ Regeln zur Interoperabilität
und damit Bedingungen für netzkompatible Gasbeschaffenheiten unter Einschluss
von Gas aus Biomasse in objektiver und nicht-diskriminierender Weise festzule-
13 Auskunft des DVGW vom 23. Juli 2004
14 http://europa.eu.int/comm/energy/res/legislation/doc/biofuels/en_final.pdf
13

14
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
gen haben. 15 In der Gesetzesbegründung wird dabei auf Biogas im Sinne der DVGW-
Merkblätter G 260 und 262 verwiesen.
Die damit verbundenen „Regeln“ sind im Wesentlichen in der Anlage „Kompatibilität“ der
Verbändevereinbarung 16 genannt. Kompatibilität ist dann gegeben, wenn zum einen die
Spezifikation des Gases an der Einspeisestelle gewährleistet, dass für die Ausspeisestelle
keine Angleichungs- oder Umwandlungsverfahren erforderlich sind, z.B. die Anforderungen
der DVGW-Arbeitsblätter G 260 und G 685 eingehalten werden. Zum anderen muss
das Gas an der Einspeisestelle den erforderlichen Druck aufweisen. Nicht-Kompatibilität
kann unter dem Aspekt der Sicherheit, der Anwendungstechnik oder der Abrechnung bestehen.
In diesem Fall ist der Netzbetreiber verpflichtet, zur Herstellung der Kompatibilität
nach Können und Vermögen ein technisches und angemessenes Preisangebot zu unterbreiten
und ggf. Hinderungsgründe zu erläutern.
Aktuell gibt es einen Regierungsentwurf des zweiten Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts,
der unter anderem den Vorgaben der EU Rechnung trägt, den
Netzzugang auf rechtlicher Basis zu regeln. Die Details sollen in einer Netzzugangsverordnung
festgelegt werden, deren Anwendung durch eine Regulierungsbehörde überwacht
werden soll.
Kern der Netzzugangsbestimmungen wird das Netzzugangsmodell sein, das einerseits
die Art der Vergabe von Transportkapazitäten und andererseits die Entgeltbildung für diese
Kapazitäten regelt. EU-Gremien zielen auf sog. „Entry-Exit“-Modelle ab, die in vielerlei
Hinsicht Flexibilität für Durchleitungskunden bieten. Deutschland ist der letzte Mitgliedstaat,
der den Netzzugang in Richtung eines „Entry-Exit“-Modells ausrichtet. Laut Ankündigung
des Bundeswirtschaftministers 17 wird der von der EU geforderte regulierte Netzzugang
in einem Stufenplan umgesetzt: zunächst soll das Netzzugangsmodell an ein vom
BGW und VKU vorgeschlagenes Eckpunktemodell angelehnt werden und erst in einem
zweiten Schritt soll ein „börsenfähiges“ Modell etabliert werden. Die Branche rechnet mit
Netzzugangsverordnungen, die dieses „Eckpunktemodell“, das sich von der VV Erdgas II
noch nicht wesentlich unterscheidet, zunächst enthalten.
Auf EU-Ebene ist im Juni 2004 eine dritte Gasdirektive angekündigt worden, die voraussichtlich
in 2006 in Kraft treten soll. Es wird erwartet, dass insbesondere Netzzugangsfragen
darin konkretisiert werden. Allgemein strebt die EU einen einheitlichen Erdgasbinnenmarkt
an, in dem Unternehmen ohne Netz wettbewerblichen und flexiblen Zugang zu
den Netzen erhalten.
Es besteht bislang im deutschen Recht noch kein Gesetz, das die unmittelbare Abnahme
und Vergütung von Biogas, wie bereits seit längerem vom Fachverband Biogas e.V. gefordert,
regeln würde. Das EEG regelt die Abnahme und Vergütung von Strom aus regenerativen
Energiequellen. Die Biomasseverordnung legt lediglich fest, welche Stoffe aus
15
Friedrichs (2003), S. 61
16
vgl. VV Erdgas II
17
Ankündigung des Wirtschaftsministers Clement auf der Handelsblatt-Tagung Anfang 2004

Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
Biomasse im Sinne des EEG gelten und welche technischen Verfahren bzw. Umweltanforderungen
bei der Erzeugung von Strom aus Biomasse einzuhalten sind.
In einem Entwurf eines Gaseinspeisegesetzes vom April 2001 hat der Fachverband Biogas
e.V. ein gestaffeltes Vergütungsmodell erarbeitet 18 (vgl. Tabelle 3.2). Diese Vergütungsabstufung
richtet sich nach der Struktur der landwirtschaftlichen Betriebe in der
Bundesrepublik. Dabei liegt nach Ansicht des Verbandes die Mindest-Kapazität für den
wirtschaftlichen Betrieb einer Aufbereitungsanlage bei einer Biogas-Produktion von 50
m 3 /Std. 19
Tabelle 3.2: Vorschlag für eine Vergütung von Biogas aus Biomasse; Quelle:
Fachverband Biogas e.V., 2001
installierte thermische Leistung Mindestvergütung
bis 0,5 MW 10,2 Cent/kWhth
bis 1,5 MW 7,7 Cent/kWhth
bis 3,0 MW 6,6 Cent/kWhth
über 3 MW 5,1 Cent/kWhth
Die notwendigen Vergütungssätze sind offenbar auf der Basis landwirtschaftlicher Biogasanlagen,
die mit Gülle und nachwachsenden Rohstoffen betrieben werden, ermittelt
worden.
Novelliertes Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vom 21.7.2004
Die Voraussetzung für eine geregelte Vergütung ist auf indirektem Wege im Rahmen des
kürzlich novellierten EEG geschaffen worden, die ab 1.8.04 in Kraft getreten ist. Die hierfür
entscheidenden Passagen der EEG-Novelle §7 (1) und §8 (1) lauten:
„…. Aus einem Gasnetz entnommenes Gas gilt als Deponie-, Klär- oder Grubengas (Biomasse
20 ), soweit die Menge des entnommenen Gases im Wärmeäquivalent der Menge
von an anderer Stelle im Geltungsbereich des Gesetzes in das Gasnetz eingespeistem
Deponie-, Klär- oder Grubengas (Gas aus Biomasse) entspricht.“
Dies bedeutet, dass eine mit einer Biogaseinspeisung korrespondierend betriebene (am
Erdgasnetz angeschlossene) BHKW-Anlage ebenso einen Anspruch auf eine im EEG
festgelegte Regelvergütung hat wie eine BHKW-Anlage, die direkt mit Biogas versorgt
wird. Die Einspeisung in Erdgasnetze ist allerdings entsprechend den oben genannten
Anforderungen der DVGW mit einer Aufbereitung des Biogases verbunden (die Bezeich-
18
GEG (2001), § 4, Absatz (1) und Tentscher (2003), S. 7
19
Tentscher (2003), S. 6
20 in Klammer entsprechend §8 (1)
15

16
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
nung „Biomethan“ anstelle von Biogas wäre zutreffender für das eingespeiste Gas). Als
Hemmnis ist aktuell noch zu sehen, dass für die Durchleitung des Gases zur externen
BHKW-Anlage ein Nutzungsentgelt zu zahlen ist, zu dessen Höhe eine allgemeine Orientierung
fehlt. Die Verbändevereinbarung Erdgas II (VV Erdgas II, auf die nachfolgend
noch eingegangen wird), die allgemeine Regeln für die für den Netzzugang anfallenden
Entgelte enthalten sollte, ist für derartige Fälle zu unspezifisch geblieben. Die der zukünftigen
Netznutzungsverordnung unterliegenden Prinzipien sind insgesamt noch unbekannt.
Der Zuschlag für Erdgasqualität ist aber auch erhältlich, wenn das Biomethan ohne Einspeisung
in das Erdgasnetz in einem BHKW genutzt wird.
Für Deponie-, Klär-, Gruben- und Biogas, das auf Erdgasqualität aufbereitet und in das
Erdgasnetz eingespeist wird, sieht das EEG in §7 (2) bzw. §8 (4) eine weitere Unterstützung
vor:
„Die Mindestvergütungssätze nach Absatz 1 erhöhen sich um jeweils (weitere21) 2,0 Cent
pro Kilowattstunde, wenn das nach Absatz 1 Satz 3 eingespeiste Gas auf Erdgasqualität
aufbereitet worden ist ….“
Für Strom aus Biomasse ergeben sich zusätzliche Aufschläge, wenn nachwachsende
Rohstoffe oder Gülle als Gärgut eingesetzt werden (§8 (2)) und für die KWK-Stromerzeugung
(§8 (3)) im engen Sinne.
Tabelle 3.3: Einspeisevergütung gemäß EEG vom 21.7.2004
Vergütungssätze nach EEG
(ct/kWh)
bis 150 kWel bis 500 kWel bis 5 MWel ab 5 MWel
Landw. Biogasanlage
Grundvergütung 22 11,5 9,9 8,9 8,4
Zuschlag für NaWaRo und
Gülle
6 6 4
KWK-Zuschlag 2 2 2 2
Zuschlag für Erdgasqualität 2 2 2 2
Deponie- und Klärgas
Grundvergütung 23 7,67 7,67 6,65 6,65
Zuschlag für Erdgasqualität 2 2 2 2
Dabei ist zu beachten, dass die Referenzleistung mittels Division der Summe der im jeweiligen
Kalenderjahr abzunehmenden Kilowattstunden durch die Summe der vollen Zeitstunden
des jeweiligen Kalenderjahres zu bestimmen ist:
21 in Klammer entsprechend §8 (4)
22
Zahlen für 2004, vermindern sich für neu in Betrieb genommene Anlagen von Jahr zu Jahr um
1,5%
23
Zahlen für 2004, vermindern sich für neu in Betrieb genommene Anlagen von Jahr zu Jahr um
1,5%

Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
Referenzleistung = Einspeisestrom (kWh/a) / 8760 h/a
Verbändevereinbarung Erdgas II:
Wie bereits erwähnt, wird die aktuell durchgeführte Novellierung des EnWG zu einer Ablösung
der Verbändevereinbarung Erdgas II durch eine Netzzugangsverordnung führen.
Dieser Prozess wird voraussichtlich erst im Frühjahr 2005 abgeschlossen sein. So soll
hier auf einige Hintergründe und Grundsätze der Verbändevereinbarung eingegangen
werden.
In seiner Auslegung der VV II definiert der DVGW unter anderem folgende allgemeine
Grundsätze: 24
• Gewährung des Netzzugangs für Erdgasunternehmen und Kunden erfolgt im Regelfall
nach objektiven, transparenten und nicht-diskriminierenden Kriterien.
Unterschiedliche Gasbeschaffenheiten sind kein grundsätzlicher Ablehnungsgrund,
allerdings ist die Anlage 2 („Kompatibilität“) der VV II zu beachten: Die bestehenden
Anforderungen hinsichtlich Kompatibilität folgen aus dem DVGW-
Regelwerk. Kompatibilität ist insbesondere dann gegeben, wenn die Spezifikation
des eingespeisten Gases gewährleistet, dass für die Ausspeisestelle keine Angleichungs-
oder Umwandlungsverfahren erforderlich sind und z.B. G 260 und G 685
eingehalten werden. Bei Nicht-Kompatibilität muss der Netzbetreiber diese nachweisen
sowie nach Möglichkeit ein technisches und angemessenes Preisangebot
zur Herstellung der Kompatibilität vorlegen. 25 In Deutschland ist das Problem unterschiedlicher
Gasbeschaffenheiten bereits durch die verschiedenen Bezugsquellen
gegeben. Eine einfache Umwandlung nach Bedarf ist hier nicht möglich. Die
unterschiedlichen Netze (H-Gas/L-Gas) müssen immer berücksichtigt werden bzw.
beeinflussen die Netzzugangsmöglichkeiten stark. Ein flexibleres physisches Qualitätsmanagement
ist in näherer Zukunft nicht zu erwarten. Derzeit wird dies überwiegend
mit Abtauschgeschäften geregelt.
• Dem Biogaserzeuger soll durch kompetente Unternehmen eine organisatorische
Hilfestellung beim Transport durch mehrere Netze gewährt werden. Das Problem
für Biogaserzeuger wie für alle Durchleitungskunden ist die komplexe deutsche
Erdgasmarkt-Struktur, die zum oft kritisierten „Durchverhandeln“ statt Durchleiten
führt. Im Gespräch sind derzeit u.a. so genannte „Agenten-Unternehmen“, die als
Dienstleister die Abstimmung zwischen zu passierenden Netzen übernehmen. Kritik
an diesem Vorschlag ist aber, dass u. U. eine weitere zwischengeschaltete
Wertschöpfungsstufe mehr Kosten verursacht, als dass sie nützen würde.
• Die Kosten für Erstellung, Betrieb und Instandhaltung des technischen Netzzugangs
hat der Biogaseinspeiser zu tragen.
24
vgl. ATB (2002), G. Friedrichs (DVGW): Anforderungen an Grünes Gas, S. 71
25
vgl. VV Erdgas II (2002), S. 20
17

18
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
Nach Aussage des Fachverbandes Biogas e.V. behindern die Gasversorgungsunternehmen
zurzeit die Umsetzung der Vorschriften des DVGW-Regelwerkes, wenn es um Biogaseinspeisung
geht.
Im Prinzip sind bei einer Einspeisung von Gasen in das öffentliche Gasnetz Kompatibilitätskriterien
maßgeblich. Kompatibilität ist dann gegeben, wenn einerseits die Spezifikation
des Biogases an der Einspeisestelle gewährleistet, dass für die Ausspeisestelle keine
Angleichungs- oder Umwandlungsverfahren erforderlich sind. Zum anderen muss das
Gas an der Einspeisestelle den erforderlichen Druck aufweisen. 26
Im Prinzip ist damit in der Bundesrepublik die Zusammensetzung des Biogases an der
Einspeisestelle ausschlaggebend. Gemäß der Mischungsregel kann niederkaloriges Gas
aus Biomasse zugemischt werden, solange das zur Verteilung kommende Gas den
DVGW-Vorschriften entspricht. Diese Vermischung müsste dann aber technisch gesehen,
um den aktuellen deutschen Vorgaben gerecht zu werden, vor der Einspeisung unter
Verwendung von entsprechend ausgelegten Speichern in einem Gasmischer erfolgen.
Um diese Möglichkeit sicher zu stellen, will der Fachverband zusätzlich gesetzlich festschreiben
lassen, dass Gasnetzbetreiber im Einzelfall Fragen zum Gasdurchsatz, zur Zusammensetzung,
zur Wobbezahl und zur Methanzahl an der Einspeisestelle beantworten
müssen. 27
Die am schwersten zu erfüllende Anforderung an die Einspeisung von Biogas stellt die
Einhaltung des erforderlichen Brennwerts dar. Die damit verbundene Hürde ist bei H-Gas-
Netzen wesentlich höher als bei L-Gas-Netzen. Dies ist vor dem Hintergrund zu sehen,
dass weniger als ein Viertel der Fläche der Bundesrepublik (vor allem Teile von Niedersachsen
und Nordrhein-Westfalen) mit L-Gas versorgt werden.
Es lässt sich nicht ohne weiteres klären, in welchem Umfang hinsichtlich des tolerierbaren
Brennwertbereiches noch Reserven bei den Gasanwendungen bestehen. Von Seiten der
Motorenhersteller und -entwickler wird beklagt, dass sich die Festlegung der Standards
(insbesondere G 260) an dem Einsatz in Heiz- und Dampfkesseln und weniger an den
Ansprüchen des Einsatzes in Motoren orientiert. 28 Für Gasmotoren stellt die Methanzahl,
die das Klopfverhalten von Gasen kennzeichnet, eine wichtige Kenngröße dar, die erheblichen
Einfluss auf die Lebensdauer von Motoren ausübt. In dieser Hinsicht schneidet das
Biogas aufgrund seines Kohlendioxidanteils mit einer Methanzahl von 130 gegenüber üblichen
Werten von 85-90 bei Erdgas ausgesprochen gut ab. Erdgas dieser Qualität stellt
zwar noch kein Problem für das Zündverhalten von Motoren dar, jedoch hat es Fälle gegeben,
in denen die Hinzumischung von Flüssiggas (Butan: Methanzahl 10, Propan: Methanzahl
35) z. B. zur Reduzierung der Bezugsleistung bei mehreren Motoren simultan zu
„Kolbenfressern“ geführt hat. 29 Wenn die Brennwertanpassung des aufbereiteten Bioga-
26
Friedrichs (2003), S. 61
27
vgl. Tentscher (2001a), S. 4
28
Rau (1980), S. 160 ff.
29
persönliche Mitteilung von Bernd Rau am 29.6.2003

Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
ses vor einer Einspeisung in das Erdgasnetz mit dem brennwertreichen Flüssiggas erfolgt,
wird damit das Gas aus der Sicht der Gasmotorenanwender genau in die falsche
Richtung verändert.
Zudem ist zu prüfen, ob die Möglichkeiten der Biogas-Einspeisung in Deutschland deutlich
verbessert werden könnten, wenn man dem Beispiel einiger europäischer Nachbarländer
folgte und die Qualitätskriterien des transportierten Gases (Erdgas + Biogas) für
die Ausspeisestelle definiert. 30 In diesem Fall würde sich die innerhalb der Erdgasnetze
auftretende Vermischung ausnutzen lassen.
Zum Vergleich werden in Tabelle 3.4 die Ansprüche dargestellt, die sich an eine Nutzung
von Biogas als Kraftstoff knüpfen. Die Vorgaben für eine Verwendung zur Betankung von
Fahrzeugen sind in der ISO/DIS 15403 definiert. Die Unterschiede zu den Grenzwerten
der G 260 sind sehr gering. Allerdings werden bei der Nutzung als Kraftstoff die Vermarktungsmöglichkeiten
gegenüber einer Einspeisung in das Erdgasnetz weniger durch lokal
auftretende technische (begrenztes Aufnahmevermögen zu weit entfernter Erdgasleitungen
etc.) oder rechtliche Probleme (fehlende Abnahmepflicht o. Ä.) behindert.
30
Beispiel Schweiz: vgl. Weber (1998a), S. 4-5. Beispiel Dänemark/Schweden: vgl. SGC (2000),
S. 56 ff.
19

20
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
Tabelle 3.4: Vergleich der notwendigen Gasqualitäten für Deutschland bei einer
Einspeisung in das Erdgasnetz gegenüber einer Verwendung als
Treibstoff; Quelle: Reher (2003)
3.2 Anforderungen zur Einspeisung in Netze der allgemeinen Versorgung
in anderen europäischen Ländern
Bei den Recherchen zur Biogas-Nutzung in Skandinavien und in der Schweiz (vgl. Kapitel
5) stellte sich heraus, dass eine Biogaseinspeisung in das öffentliche Gasversorgungsnetz
hier geringeren Beschränkungen unterliegt als in der Bundesrepublik. So existiert
beispielsweise eine in Dänemark oder in der Schweiz zugestandene Erleichterung für die
Biogas-Einspeisung in eine höhere Druckstufe (Transportnetz) zurzeit in Deutschland
nicht.
Anforderungen zur Biogasverwendung in Schweden:
Erdgas nach DVGW G 260 „green gas“ für Fahrzeugbetankung
ISO / DIS 15403
Brennwert [HS,n] 8,4 – 13,1 kWh/m 3 keine Mindestwerte
CH4 keine Mindestwerte keine Mindestwerte (>96%
gem. OEM-Erfahrungen)
CO2 keine Höchstwerte < 3 %
O2
≤ 3 % trockenes Netz /
≤ 5 % feuchtes Netz
< 3 %
N2 keine Höchstwerte keine Höchstwerte
Kohlenwasserstoffe < Kondensationspunkt (bei jeweiligem
Druck / Temperatur)
Wasser < Kondensationspunkt (bei jeweiligem
Druck / Temperatur)
< 1 %
< 0,03 g/m 3
Öl keine Angaben < 70 – 200 mg/m³
Glykol / Methanol keine Angaben technisch frei
Gesamt-Schwefel (ohne
Odorierungsmittel)
≤ 30 mg/m³ < 120 mg/m³
Mercaptanschwefel ≤ 6 mg/m³ < 15 mg/m³
H2S ≤ 5 mg/m³ < 5 mg/m³
Staub technisch frei technisch frei
< 1 µm
Im Jahre 2001 waren in Schweden mehr als 230 Biogasanlagen in Betrieb, 130 davon
arbeiteten in Verbindung mit Abwasserbehandlungsanlagen (was in Deutschland eher
mit dem Begriff Klärgaserzeugung verbunden wird) und erzeugten 60% des insgesamt

Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
in Schweden produzierten Biogases (1.400 GWh). Weitere 30% wurden aus Deponien
gewonnen, die restlichen 10% aus industrieller Abwasserbehandlung und Biomüll.
Auf der Grundlage entsprechender EU-Direktiven wurden in Schweden die auf Mülldeponien
abgelagerten organischen Abfälle mit einer Steuer belegt; ab 2005 ist eine Ablagerung
dieser Materialien auf Deponien verboten. Es ist zu erwarten, dass hierdurch
die Nachfrage nach biologischen Behandlungsanlagen deutlich ansteigen wird. Die
Vorteile einer Einspeisung von Biogas in das öffentliche Gasversorgungsnetz liegen in
einer Erhöhung des Gasabsatzes für den Biogaserzeuger sowie in der Möglichkeit für
den Netzbetreiber, „Grünes Gas“ anzubieten. Dieses Konzept ist in Schweden durch
das nur gering ausgebaute Erdgasnetz jedoch sehr begrenzt.
Vor diesem Hintergrund spielte die Biogas-Einspeisung in Schweden bislang eine untergeordnete
Rolle. Allerdings wurde Biogas Ende der 90er Jahre als Treibstoff für
Fahrzeuge in Schweden eingeführt und im September 1999 wurden Grenzwerte vereinbart,
die seither sowohl für die Verwendung von Biogas als Treibstoff als auch für
die Einspeisung in das öffentliche Gasnetz einzuhalten sind (siehe Tabelle 3.5).
Tabelle 3.5: Anforderungen an Biogas für den Einsatz als Fahrzeugtreibstoff bzw.
eine Einspeisung in das Gasnetz in Schweden; Quelle: Jönsson
(2002), S. 6
Bestandteil Grenzwert
Methan % > 96
Wasser mg/m 3 32
Kohlendioxid %

22
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen
Um vor diesem Hintergrund die bestehenden gesetzlichen Regelungen/Grenzwerte in
Dänemark 31 einzuhalten, kann ein auf einen Methangehalt von 90% angehobenes Biogas
beispielsweise mit einem Anteil von 25% in das öffentliche Netz eingespeist werden. Findet
überhaupt keine Aufbereitung statt, so kann das Biogas (65% Methan) in der Regel
mit bis zu einem Volumenanteil von 8% in das Erdgasnetz eingespeist werden. 32
Anforderungen zur Biogasverwendung in der Schweiz:
Die Qualitätsanforderungen an die Aufbereitung des so genannten „Kompogases“ (vgl.
auch Kapitel 5.1) werden in der Schweiz davon abhängig gemacht, ob es in ein Erdgasverteilungsnetz
eingespeist wird oder ob lediglich eine beschränkte Zumischung in
eine Transportleitung (HD-Leitung > 5 bar) erfolgt: 33
a) Verteilnetzeinspeisung:
Hier ist eine gute Durchmischung des zugegebenen Biogases mit dem Erdgas
nicht immer gewährleistet, so dass das Biogas so aufbereitet werden muss, dass
es sich chemisch nicht vom Erdgas unterscheidet. Das aufbereitete Kompogas
kann dann für alle Erdgasanwendungen (Brennstoff für Erdgasheizungen, Warmwasserbereitung,
Kochen) eingesetzt werden.
b) Transportnetzeinspeisung:
Hier sind grundsätzlich die gleichen Anforderungen zu erfüllen wie bei der Einspeisung
in ein Erdgasverteilnetz. Allerdings können bezüglich des Methangehaltes
und des Anteils der anderen Gase (zum Beispiel CO2) erhebliche Abstriche gemacht
werden, wenn eine gute Durchmischung im Netz gewährleistet ist. Sichergestellt
werden muss, dass das Gemisch an der Übergabestelle in ein Erdgasverteilnetz
oder bei der Versorgung eines Gasverbrauchsapparates die Anforderungen
erfüllt, die an das Erdgas gestellt werden (Heizwert, Brennwert und Wobbe-
Index).
Tabelle 3.6: Qualitätskriterien für die Einspeisung von Biogas in das Netz der
Gasversorgung Zürich; Quelle: Weber (1998), S. 24
Einspeisung in
Verteilnetz (ND) Transportnetz (HD > 5 bar)
Methangehalt > 96 Vol.-% 60 Vol.-% (Funktion der Beimischung)
O2-Gehalt < 0,5 Vol.-% < 0,5 Vol.-%
H2S < 0,5 mg/Nm 3 < 5 mg/Nm 3
Wasserdampftaupunkt unterhalb der Bodentemperatur des Verteilnetzes, beim jeweils
maximalen zulässigen Betriebsdruck (< 5°C bei 2,5 Überdruck)
Gasodorierung 15-20 mg THT/ Nm 3 ---
31 Wobbe-Index: 51,9 – 54,9 MJ/Nm 3
32 Jensen (2002), S. 5
33 Weber (1998), S. 81 ff.

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
4. Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
4.1 Kurzdarstellung einiger Projekte zur Aufbereitung von Biogas
In der Bundesrepublik existiert zwar eine große Anzahl von Biogas- bzw. Kläranlagenfaulturmanlagen,
jedoch befindet sich aktuell keine Anlage zur Einspeisung in das Erdgasnetz
in Betrieb. In einer Übersicht für das Jahr 2000 (siehe Tabelle 4.1) sind in den europäischen
Nachbarländern (inkl. Schweden) 8 Biogasanlagen verzeichnet, die in Erdgasnetze
einspeisen.
Tabelle 4.1: Übersicht Biogasanlagen in Europa (Stand 2000); Quelle: SGC (2001)
Land Anzahl Biogas-Anlagen
Biogas-Anlagen
mit Einspeisung in
das Gasnetz
Österreich 196 0 2
Dänemark 40 0 1,2
Finnland 24 0 ?
Frankreich 5 0 ?
Deutschland *) 800 0 2,8
Niederlande 269 4 4,4
Schweden 215 1 34 4,98
Schweiz 204 3 2,6
Biogas-Erzeugung
(PJ/Jahr)
* ) In diesem Fall sind offenbar nur landwirtschaftliche Anlagen berücksichtigt.
Nachfolgend werden ausgewählte Biogasanlagen aus der Bundesrepublik sowie aus dem
europäischen Umland, die eine Einspeisung realisiert haben oder eine solche planen,
kurz skizziert:
34 Etwa 20 weitere in Schweden arbeitende Biogasaufbereitungsanlagen dienen zur Herstellung
von Kraftfahrzeug-Treibstoff. In Göteborg wird darüber hinaus Biogas in ein Stadtgasnetz gegeben
und in Stockholm sind 1500 Kunden an ein separates Biogasnetz angeschlossen. Aktuell
gibt es 26 Biogasaufbreitungsanlagen in Schweden, wovon sich aber einige an gleichen Standorten
befinden. Auskunft von Jönsson, SGC vom 2.8.04
23

Projekte in Deutschland
• Klärgasaufbereitung Kläranlage Stuttgart-Mühlhausen 35
24
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Betreiber: Landeshauptstadt Stuttgart
Das EU-geförderte Demonstrationsvorhaben behandelte die Klärgasaufbereitung zur
Erhöhung des Brennwertes auf H-Gas-Qualität. Das bei der Klärschlammbehandlung
gewonnene Klärgas, das nach Inbetriebnahme einer Wirbelschichtfeuerungsanlage
mit selbstgängiger Verbrennung des Klärschlamms als Zusatzbrennstoff nicht mehr
benötigt wurde, sollte einer sinnvollen Verwendung zugeführt werden.
Nach Durchführung einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung, in der verschiedene Nutzungsmöglichkeiten
einander gegenüber gestellt wurden, entschied sich der Betreiber
für eine Aufbereitung des Faulgases und Einspeisung in das öffentliche Gasnetz.
Die Faulgasreinigung erfolgte mittels chemischer Absorption (Druckwäsche) in einem
MEA-Regenerator 36 (zur Einordnung dieser Technik siehe auch Tabelle 4.5 )
Nach der Aufbereitung wurde das Klärgas in das vorhandene Erdgasnetz eingespeist.
Die Kapazität der Anlage betrug etwa 400 m 3 rohes Klärgas pro Stunde. Das
reine Methan wurde zu einem Preis von 4 Pf/kWh an das lokale Gasversorgungsunternehmen
verkauft.
Die Anlage arbeitete während ihrer gesamten Laufzeit (1986 bis 1993) störungsfrei
und hat während dieser Zeit etwa 5 Mio. m 3 gereinigtes Biogas in das städtische Erdgasnetz
eingespeist. 37 Wie aus der in Tabelle 4.2 dargestellten Erlösrechung hervorgeht,
ist die Anlage aus Betreibersicht auch wirtschaftlich gewesen.
35
Tentscher (2001c), S. 23
36
MEA = Monoäthanolamin, eine schwach organische Lauge
37
Quelle: Unterlagen der Landeshauptstadt Stuttgart, Tiefbauamt, Eigenbetrieb Stadtentwässerung,
vom 12. Mai 2003

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Tabelle 4.2: Erlösrechnung für die Klärgasaufbereitung im Hauptklärwerk Stuttgart-Mühlhausen
gemäß Betreiberangaben
A. Gasaufbereitungsanlage
Investitionskosten
1,5 Mio. DM; 10 Jahre Abschreibung;
7% Zinsen, Annuität 14,24%
Betriebskosten
Personal 36.000 DM
Stromkosten 122.669 DM
Weitere Kosten 69.460 DM
Wartungskosten
213.600 DM
228.129 DM
3,5% aus Investitionskosten 52.500 DM
KOSTEN (A) 494.229 DM
B. Faulraumheizung
Investitionskosten
1,8 Mio. DM; 20 Jahre Abschreibung;
7% Zinsen, Annuität 9,44%
Wartungskosten
169.920DM
2,0% aus Investitionskosten 36.000 DM
KOSTEN (B) 205.920 DM
GESAMTKOSTEN A+ B 700.149 DM
EINNAHMEN (Gasverkauf)
2,2 Mio. m 3 x 0,407 DM/ m 3
- 895.400 DM
ERLÖS pro Jahr bei 80% Auslastung 195.251 DM
• Biogasaufbereitung auf der Kläranlage Mönchengladbach-Neuwerk
Betreiber: Niersverband, Viersen
Im Rahmen eines BMFT-Forschungsprojektes wurde 1981 eine Biogasaufbereitungsanlage
auf der Kläranlage Mönchengladbach-Neuwerk als Pilotanlage errichtet.
Betreiber war der Niersverband in Viersen. Die Anlage produzierte über einen Zeitraum
von 15 Jahren (bis einschließlich August 1996) insgesamt 19,7 Millionen m 3 zu
Erdgas-L-Qualität aufbereitetes Biogas.
Analog zur Klärgasaufbereitung in Stuttgart-Mühlhausen wurde auch hier das Verfahren
der Druckwäsche unter Einsatz von Monoäthanolamin (MEA) realisiert.
25

26
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Das aufbereitete Gas wurde an das örtliche Gasversorgungsunternehmen (Stadtwerke
Willich) abgegeben. Während im Jahr 1987 mit ca. 1,7 Millionen m 3 eine maximale
Gasabgabe erreicht wurde, nahm die Produktion seither kontinuierlich ab. Dies ist im
Wesentlichen auf einen erhöhten Eigenenergiebedarf zur Beheizung der Faulräume
zurückzuführen, da sich einerseits die Menge der angelieferten Fremdschlämme erhöht
und sich andererseits die Entwässerbarkeit des Sekundärschlammes parallel zur
Intensivierung der Stickstoffelimination signifikant verschlechtert hat.
Der Betrieb der Anlage verlief nach Aussage des Niersverbandes über den Betriebszeitraum
unfallfrei und weitgehend wartungsarm. Sicherheitsvorkehrungen umfassten
unter anderem eine kontinuierliche Raumüberwachung, antistatische Bodenbeläge,
Zwangsbe- und -entlüftung und eine redundante Auslegung der sicherheitsrelevanten
Aggregate.
Im Sommer 1996 wurde die Biogasaufbereitungsanlage parallel zur Inbetriebnahme
einer Klärschlammtrocknung außer Betrieb genommen, da das überschüssige Faulgas
für den Betrieb der Trocknung benötigt wurde.
Nach Einschätzung des Betreibers sei - trotz der umwelt- und energiepolitisch sinnvollen
Aufbereitung und Einspeisung des Faulgases in ein öffentliches Gasversorgungsnetz
- die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebes vor dem Hintergrund der
nach wie vor günstigen Strompreise „tendenziell als eingeschränkt zu betrachten“. 38
• Biogasanlage Albersdorf, Schleswig-Holstein
Im Oktober 2002 nahm hier eine Versuchsanlage zur Biogasaufbereitung mittels
Druckwechseladsorption (auch PSA-Verfahren genannt; zur Einordnung der Technik
siehe auch Tabelle 4.5) ihren Betrieb auf. Das Vorhaben wurde durch das TTZ
(Technologie Transfer Zentrum Schleswig Holstein) gefördert.
Die Biogasanlage wird von der BioKraft Albersdorf GmbH & Co. KG betrieben. Sie
wird zu 90% mit Gülle (75.000 Tonnen/a), 10% Mais und Grassilage (7.500 Tonnen/a)
und andere organische Reststoffe (3.500 Tonnen/a) beschickt.
Das erzeugte Biogas wird in einem BHKW verstromt (6,7 Mio. kWh/a), 85% der erzeugten
thermischen Energie werden in das Wärmenetz einer nahe gelegenen Bundeswehr-Kaserne
eingespeist.
In der Versuchsanlage zur Biogasaufbereitung wurden 50 m 3 Biogas pro Stunde auf
Erdgasqualität aufbereitet. Eine Einspeisung in das Erdgasnetz fand jedoch nicht
statt, das Gas wurde in den Kreislauf zurückgeführt und dient damit der Stromerzeugung
im BHKW. Die Versuchslaufzeit endete im Dezember 2003.
Gegen Ende der Betriebszeit der Druckwechseladsorptionsanlage wurde eine Versuchsanlage,
die auf dem Prinzip der physikalischen Wäsche in Polyglykolether-
38 Quelle: Unterlagen Niersverband, Abteilung Betrieb Kläranlagen, Viersen, vom 1. April 2003

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Lösung (Selexol) beruht (siehe auch Abschnitt 4.2), in Betrieb genommen. Diese Anlage
musste aufgrund von finanziellen Schwierigkeiten des Betreibers nach drei Monaten
still gelegt werden. Nach Auskunft eines Beteiligten 39 ermöglichte diese Anlage
eine um etwa 1 %-Punkt höhere Methankonzentration im Erdgassubstitut (Werte um
97 Vol.-%) als die PSA-Anlage und lief zudem weitgehend störungsfrei.
• Biogasanlage Schleswig
Hier war eine großtechnische Versuchsanlage zur Biogasaufbereitung nach dem
Druckwechseladsorptionsverfahren geplant die 400 m 3 Biogas pro Tag auf H-Qualität
bringen sollte. Das aufbereitete Biogas sollte für unterschiedliche Zwecke genutzt
werden:
• ÖPNV (Busbetrieb),
• Verkauf an einer öffentlichen Raiffeisen-Tankstelle, an der eine zusätzliche
Zapfsäule einzurichten ist,
• Einspeisung in das öffentliche Gasnetz der Stadtwerke Schleswig.
Für die Biogasanlage ist als Eintrag vorgesehen: 50% Gülle und 50% Kartoffel- bzw.
Getreideschlempe, da sich eine Schnapsfabrik in unmittelbarer Nähe befindet. Die Errichtung
der Biogasanlage, die von der Biokraft Schleswig betrieben werden sollte,
musste leider unterbrochen worden, weil der Hersteller in Insolvenz geraten ist. Die
Biokraft Schleswig bemüht sich zurzeit um eine Auffanglösung, die zur Fertigstellung
und Inbetriebnahme der Biogasanlage führen könnte.
Nach Auskunft eines Mitarbeiters der Stadtwerke Schleswig 40 ist nicht mehr damit zu
rechnen, dass das Projekt zur Einspeisung in das örtliche Gasnetz weiter verfolgt
wird, zumal Perspektiven zur Nutzung der vom BHKW erzeugten Wärme in der
Nachbarschaft der Biogasanlage bestehen.
Projekte im Ausland
• Biogasaufbereitung und -einspeisung in Laholm 41
Die Biogasanlage in Laholm wurde 1992 als eine Maßnahme zur Reduzierung der
Eutrophierung der Laholmer Bucht errichtet, in der wachsende Probleme mit der Düngerstickstoffabschwemmung
auftraten.
Weitere Zielsetzungen des Projektes waren die Produktion von Biogas für Laholm
und die Herstellung eines biologischen Düngemittels für die umliegende Landwirtschaft.
39 Telefonat mit Herrn Dr. Hack am 14.7.04
40 Telefonat mit Herrn Klausen am 14.7.04
41 vgl. Jönsson (2002)
27

28
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Die Anlage wird betrieben von der Laholm Biogas AB, einer Gesellschaft im Eigentum
des regionalen Energieversorgers Södra Hallands Kraft AB, der örtlichen Landwirtsvereinigung
(20 Landwirte) und der Stadt Laholm. Die Anlage verarbeitet 25.000 t
Gülle pro Jahr sowie 10.000 t andere Abfallmaterialien insbesondere von 15 verschiedenen
Lebensmittelbetrieben. In 2002 wurde die Kapazität durch die Errichtung
einer zweiten, identischen Anlage verdoppelt.
In der ersten Ausbaustufe betrug die Biogasproduktion jährlich etwa 10-15 GWh mit
einem Methangehalt von etwa 70%. Bis 2000 wurde dieses Gas in einem Blockheizwerk
genutzt, um etwa 300 Wohnungen mit Wärme zu versorgen. In Zeiten einer ungenügenden
Biogasproduktion wurde das Blockheizkraftwerk mit Erdgas betrieben.
Ein wesentlicher Nachteil des Systems bestand darin, dass in den Perioden mit niedrigem
Wärmebedarf im Nahwärmesystem nahezu 40% des erzeugten Biogases abgefackelt
werden mussten.
Im Jahre 2001 wurde daher eine Biogasaufbereitungsanlage errichtet, die 250
m 3 /Std. Biogas (60-65% Methan) auf Erdgasqualität aufbereiten kann. Im Einzelnen
werden folgende Schritte durchgeführt:
- Entschwefelung
- Kohlendioxidabtrennung mittels einer Absorption an Polyglykolether-Lösung
(Selexol)
- Angleichung des Wobbe-Index durch Beimischung von 5-10% Propangas
Das so erzeugte Gas wird wie vorher im BHKW genutzt. Wenn die Wärmelast absinkt,
wird das aufbereitete Gas in die lokale Niederdruckgasleitung eingespeist und
in der Stadt Laholm verteilt. Im Jahre 2003 wurde ein Biogasanteil von 30% am gesamten
Gasabsatz in Laholm (90 GWh pro Jahr) erreicht.
Die Biogasanlage in Laholm ist die einzige in Schweden, in der Biogas direkt in das
Erdgasnetz eingespeist wird. An zwei weiteren Orten (Göteborg und Stockholm) wird
Biogas an Privathaushalte verteilt. Die Verteilung in lokalen Gasversorgungsnetzen
wird in einer Reihe weiterer Anlagen untersucht; die Netze sind jedoch vom öffentlichen
Gasversorgungsnetz getrennt.
• Biogasaufbereitung in Linköping
Die Linköping Biogas AB, ein Joint-Venture-Unternehmen mit Beteiligung der Stadtwerke
Linköping sowie zweier Unternehmen aus dem landwirtschaftlichen Bereich,
versorgen die gesamte Flotte der Stadtbusse (63 Fahrzeuge) sowie 132 weitere
Fahrzeuge 42 mit insgesamt 3,7 Mio. m 3 aufbereitetem Biogas (Stand November 2002)
43 . In 2003 hat der Absatz auf gut 4 Mio. m 3 zugenommen. 44
42
Zu den „weiteren Fahrzeugen“ zählen vor allem Volvo V70 (darunter 30 Taxis), einige VW-
Caddy und VW-Transporter, Opel Astra und neun Müllfahrzeuge.
43
ATB (2002), Bertil Carlsson, Stadtwerke Linköping: „Upgrading and biogas utilisation in Linköping“,
S. 83 ff.
44
Lt. Auskunft von Owe Jönsson; SGC; vom 2.8.04

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Die Biogas-Erzeugungsanlage fungiert gleichzeitig als Abfallbehandlungsanlage und
Produktionsstätte für biologischen Dünger und Fahrzeugtreibstoff. Eingesetzt werden
verschiedene organische Materialien, vor allem Abfallmaterial aus einem lokalen
Werk der Swedish Meats, einem großen Nahrungsmittelerzeugungsunternehmen,
sowie Gülle.
Nach dem Stand von 2002 erfolgte die anschließende Biogas-Aufbereitung in fünf
Aufbereitungsanlagen, davon arbeitete eine mit dem PSA-Verfahren (Druckwechseladsorption)
und vier weitere mit der nassen Druckwäsche. Die Gesamt-Kapazität betrug
zu dem Zeitpunkt 1.800 Nm 3 /Std. Rohgas, dessen Methan-Gehalt hier von 65-
70% auf 96-97% erhöht wird. 45
Nach einer weiteren Ausweitung der Aufbereitungskapazität werden inzwischen drei
öffentliche Tankstellen und eine Tankstelle für Busse mit Biomethan versorgt. 46 Für
2006 wird ein jährlicher Absatz an Biomethan von 6 Mio. m 3 anvisiert. 47
• Deponiegasaufbereitung in den Niederlanden
Im Rahmen des EU-Forschungsprojektes ALTENER wurden unter anderem an fünf
Deponie-Standorten in den Niederlanden (Tilburg, Vasse, Wolvega, Nuenen und
Wijster) Gasreinigungs- und Methananreicherungsanlagen errichtet. Das hier verarbeitete,
aus der Vergärung von organischen Abfällen in einem „VGF waste digester“ 48
sowie Klärschlamm gewonnene Biogas, wird nach der Aufbereitung mittels Druckwasserwäsche
bzw. Druckwechselabsorptionsverfahren in das öffentliche Gasnetz
eingespeist. 49
In Tabelle 4.3 sind einige Kostendaten der etwa 1990 in Betrieb gegangenen Anlagen
zusammengestellt. Hinsichtlich der Aufbereitungskosten ist zu beachten, dass die
Gasnetze im Bereich der holländischen Anlagen Methananteile unter 90% aufweisen
50 , so dass die Ansprüche an die Aufbereitung gegenüber der üblichen Situation in
Deutschland herabgesetzt sind.
45
ATB (2002), Bertil Carlsson, Stadtwerke Linköping: „Upgrading and biogas utilisation in Linköping“,
S. 83 ff.
46
Lt. Auskunft von Owe Jönsson; SGC; vom 2.8.04
47
ATB (2002), Bertil Carlsson, Stadtwerke Linköping: „Upgrading and biogas utilisation in Linköping“,
S. 83 ff.
48
VGF: vegetable, garden and fruit (waste digester)
49 Tentscher (2001c), S. 25
50 Persson (2003), S. 46f
29

Tabelle 4.3: Kosten einiger holländischer Aufbereitungsanlagen 51
30
Ort Verfahren Kapazität
m 3 /h
Invest.
Mio. €
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
W + R
T€/a
Sonst. Betr.-K.
T€/a
Tilburg Druckwasser 2000 2,4 300 54
Spez.Kosten
ct/kWh
Wijster PSA 1000 1,6 72 140 1
Nuenen PSA 1200 1,9 350
4.2 Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in das Gasnetz
Eine Grundbedingung für die Einspeisung von Biogas ist, dass dieses hinsichtlich bestimmter
Parameter kompatibel mit dem zur Verteilung kommenden Gas in der Leitung
ist. Die nachfolgende Tabelle liefert eine Übersicht über durchschnittliche Gasqualitäten.
Tabelle 4.4: Durchschnittliche Eigenschaften von Erdgas, Stadtgas und Biogas;
Quelle: Wellinger (1998)
Parameter Einheit Erdgas Stadtgas Biogas 52
Heizwert Hu 53 MJ/m 3 36,1 16,1 21,5
Dichte kg/m 3 0,8 0,5 1,2
Wobbe-Index MJ/m 3 39,9 22,5 19,5
max. Zündgeschwindigkeit m/s 0,4 0,70 0,3
theoretischer Luftbedarf m 3 Luft/m 3 Gas 9,5 3,8 5,7
Taupunkt °C 59 60 60-160
Nach Auffassung der deutschen Gasversorgungsunternehmen sind bei der Einspeisung
von Biogas in das öffentliche Gasnetz prinzipiell 2 Möglichkeiten zu unterscheiden: 54
• Das aufbereitete und verdichtete Gas wird als Austauschgas 55 entsprechend Ziffer
4.4.2 des DVGW Arbeitsblattes G 260 übernommen. In diesem Fall werden durch die
Art der Aufbereitung der Brennwert und der Wobbe-Index so eingestellt, dass zu dem
in der Transportleitung des Netzbetreibers transportierten Erdgas nur marginale Un-
51
aus Persson (2003), S. 47ff entnommen
52
60 % CH4, 35% CO2
53
unterer Heizwert, Hi nach DIN 51857
54
Friedrichs (2003), S. 62
55
Austauschgas: Gasgemisch mit vom Grundgas abweichender Zusammensetzung und gleichem
Brennverhalten

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
terschiede bestehen. Dieses wäre beispielsweise gegeben, wenn bei der Versorgung
eines Gebietes mit Erdgas aus Russland das im Biogas enthaltene CO2 vollständig
entfernt würde; in diesem Fall bestehen weder im Hinblick auf die Gasbeschaffenheitsparameter
Unterschiede noch hat der Netzbetreiber besondere Probleme mit einer
zeit- und wärmeäquivalenten Mengenübernahme von Biogas. Der Netzbetreiber
übernimmt das Gas, das der Produzent hinsichtlich seiner regelgerechten Beschaffenheit
überwacht, am Eingang einer Mess- und Regeleinrichtung und transportiert es
in seinem Netz zu den jeweiligen Kunden.
• Im 2. Fall wird das aufbereitete Biogas zur Konditionierung durch den Netzbetreiber 56
entsprechend Ziffer 4.2 und 4.3 des DVGW-Arbeitsblattes G 260 übernommen. Es
enthält neben Methan noch höhere Anteile an CO2 sowie weitere Gasbegleitstoffe
und ist in dieser Form nicht kompatibel. Entsprechend den Vereinbarungen der Anlage
„Kompatibilität“ der VV Erdgas II soll in diesem Fall zwischen Produzent und Netzbetreiber
über Möglichkeiten zur geregelten Übernahme des Gases gesprochen werden.
Der Netzbetreiber prüft die Gegebenheiten in seinem Netz und die Möglichkeiten,
das angebotene Gas netzkompatibel zu machen. Bei dieser Prüfung muss darauf
geachtet werden, dass vorhandene Transportkunden in ihren Rechten nicht beeinträchtigt
werden. Wenn entsprechende Möglichkeiten zur Konditionierung bestehen,
wird der Netzbetreiber den Netzzugangskunden ein technisches und preisliches Angebot
unterbreiten.
Zur Gewährleistung einer einwandfreien Beschaffenheit muss bei Konditionierungsgasen
mit großen Unterschieden in der Gasbeschaffenheit zum Leitungsgas ein Gasmischer
vorgesehen werden. Entsprechende Anlagen werden Heiz- oder Wobbe-Wert gesteuert,
die Regelgrößen sind Druck, Erdgasvolumenstrom und Biogasvolumenstrom sowie die
Heiz- oder Wobbe-Werte aller beteiligten Gase. Um eine homogene Mischung im nachgeschalteten
Netz zu gewährleisten, sollten Mischanlagen kontinuierlich betrieben werden.
Der zumischbare Anteil von CO2 richtet sich nach dem bereits vorhandenen Anteil im
Erdgasstrom (in der Regel nicht mehr als 2 %) und der Stickstoffmenge im Erdgas. Starke
Gasbeschaffenheitswechsel bewirken einen großen Regelaufwand und benötigen ein
Netz, welches als „Dämpfung“ dient. Wenn das Gas in ein örtliches Netz eines GVU eingespeist
werden soll, ist der wesentlich geringere Erdgasabsatz im Sommer zu beachten.
Gegebenenfalls muss dann die einspeisbare Biogasmenge reduziert werden, um eine
einheitliche Gasbeschaffenheit im Netz zu gewährleisten.
Grundsätzlich ist bei einer Einspeisung von aufbereitetem Biogas in das öffentliche Gasnetz
zu berücksichtigen, dass der Brennwert des Gasnetzes regional unterschiedlich ist.
Auf europäischer Ebene werden unterschieden: H-Gas (high calorific: 12,8 – 15,7
kWh/m 3 ) und L-Gas (low calorific: 10,5 – 14 kWh/m 3 ). Der Wobbe-Index ist abhängig vom
Methangehalt des Biogases: In grober Abschätzung muss in L-Gas-Gebieten der Methan-
56
Zusatzgas: Gasgemisch mit vom Grundgas abweichender Zusammensetzung und abweichendem
Brennverhalten
31

32
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Gehalt des als Konditionierungsgas (vgl. Ausführungen unter Kapitel 4.2) eingespeisten
Biogases mindestens 81 Vol.-% betragen, in H-Gas-Gebieten mindestens 91 Vol.-%. Aufgrund
des DVGW-Arbeitsblattes G 685 (Gasabrechnung) verschieben sich die tolerierbaren
Grenzen weiter nach oben, weil der Abrechnungsbrennwert um nicht mehr als 2 %
vom tatsächlichen mittleren Brennwert des dem Gaskunden gelieferten Gases abweichen
darf. 57
Um diese, für eine Einspeisung in das Gasnetz erforderlichen Werte zu erreichen, ist eine
Aufbereitung des Biogases erforderlich. Hierfür sind folgende Verfahrensschritte erforderlich:
a) Entfernung fester/flüssiger Bestandteile und Trocknung des Gases
Für die Abschaltung eventuell mitgerissener Fest- oder Flüssigstoffpartikel wird das
Biogas durch einen entsprechenden Filter geleitet. Eingesetzt werden hier neben
Kiestöpfen (Einsatz als Grobfilter, Entwässerer) und Patronenfiltern (Feinfilter, für
gastechnische Anlagen) auch Zyklonabscheider sowie die Kälte-, Adsorptions- oder
Drucktrocknung. Letztere Verfahren sind jedoch sehr kostenintensiv und werden nur
dann verwendet, wenn eine nachgeschaltete Stufe eine entsprechende Aufbereitung
erfordert. Bei der Kondensationstrocknung wird der Taupunkt des Wassers unterschritten.
Adsorptionsverfahren können auf das Bindevermögen von Aktivkohle, Silicagel
oder von Molekularsieben basieren. Daneben kommt noch ein Adsorptionsverfahren
mit Hilfe von Triethylenglycol in Frage. 58
Die Kondensatabscheidung und die Trocknung können in ein oder zwei Stufen erfolgen:
Wird in den weiteren Aufbereitungsschritten auf „trockene Verfahren“ zurückgegriffen,
kann durch Anwendung tieferer Temperaturen bei der Kondensatabscheidung
bereits eine Trocknung auf einen Taupunkt von 5 Grad Celsius erreicht werden. Bei
Anwendung nasser Aufbereitungsschritte erfolgt die Trocknung erst als letzter Schritt.
b) Entschwefelung
Da der Schwefelgehalt von Gasen die Lebensdauer von Leitungen und
Verbrauchseinrichtungen beeinträchtigen kann, ist eine Entschwefelung des Gases
erforderlich. Hierfür existieren mehrere geeignete Verfahren. In der Praxis kommen
hauptsächlich chemische Adsorptionstechniken zum Zuge. Hierzu zählen die Umsetzung
von Schwefelwasserstoff zu elementarem Schwefel an jodimprägnierter Aktivkohle
und die trockene Entschwefelung durch Reaktion von Schwefelwasserstoff mit
Eisenhydroxid und Sauerstoff zu elementarem Schwefel. Insbesondere bei landwirtschaftlichen
Hofanlagen wird die Oxidation von Schwefelwasserstoff auf biologischem
Wege betrieben, indem Luft in sehr geringen Mengen in den Gärbehälter (z.B. mittels
Aquariumpumpen) eingeblasen wird. Diese biologische Oxidation kann auch extern
57
Stricker (2003)
58
vgl. Weiland (2003)

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
durch Biofiltration im Rieselbett erfolgen. Weiterhin sind noch eine chemische Absorption
auf der Basis einer alkalischen Wäsche, die chemische Fällung mittels Eisenchlorid
und eine Membrantrennung mit Hilfe von semipermeablen Membranen zu
59 60
nennen.
c) Methananreicherung / Kohlendioxidabtrennung
Zur Methananreicherung von Biogasen sind nachfolgende Verfahren großtechnisch
oder als Pilotanlage ausgeführt:
- Druckwäsche
- PSA-Verfahren (Pressure Swing Adsorption = Druckwechseladsorptions-
verfahren)
- Membran-Trennverfahren
- Gasverflüssigung
Druckwäsche:
Die Druckwäsche zählt zu den „absorptiven“ oder auch „nassen Verfahren“ der Methananreicherung.
Hier wird weiter unterschieden in die physikalische und die chemisch-physikalische
Wäsche. In beiden Fällen wird die unterschiedliche Löslichkeit
von Kohlendioxid und Methan in Wasser ausgenutzt. Kohlendioxid löst sich unter
Druck stehend stärker als Methan im Wasser und wird bei einem Rückgang des Behälterdrucks
wieder freigesetzt (Prinzip Sektflasche). Ebenso geht Schwefelwasserstoff
(H2S) bei der Druckwäsche in Lösung. Bei Prozessen, die allein mit Wasser arbeiten,
kommen Anlagen mit und ohne Regenerierung des Waschwassers vor.
Die kostengünstigere Variante ohne Regenerierung wird gewählt, wenn gereinigtes
Abwasser kostenlos zur Verfügung steht. Das mit Kohlensäure angereicherte
Waschwasser wird anschließend einfach in die Kläranlage geleitet. Hierfür werden
erheblich höhere Wassermengen benötigt als für Anlagen mit Regenerierung des
Waschwassers. Verstopfungsprobleme in der Packungskolonne, die bei Nutzung von
gereinigtem Abwasser intensiver als bei Zapfwasser zu befürchten sind, lassen sich
durch eine in größeren Zeitabständen vorgenommene Spülung mit Detergenzien minimieren.
Bei dem Verfahren, das eine Regenerierung des Waschwassers beinhaltet, wird CO2
nach der in einem nachfolgenden Behälter eintretenden Entspannung freigesetzt und
noch mit relativ hohen CH4-Anteilen behaftet dem zugeleiteten Rohbiogas zugefügt.
Mithilfe dieser Rückführung, die mit einer Variation des in der Adsorptionskolonne
herrschenden Druckes einhergeht, werden die Methanverluste reduziert und die Methankonzentration
des Biomethans gesteigert. Die Desorption von CO2 und H2S erfolgt
dann in einem weiteren Behälter bzw. Behälterabschnitt, indem die Gasfreiset-
59 vgl. Muche (1999)
60 vgl. Weiland (2003)
33

34
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
zung durch Lufteintrag gefördert wird. Das von den Gasen befreite Wasser wird gekühlt
und dann wieder zum Absorptionsbehälter geleitet.
Bei rein physikalischen Wäschen ist der Druck entscheidend, unter welchem die Absorption
stattfindet. Bei Betriebsdrücken von 10-12 bar und einer Absorptionstemperatur
von etwa 20°C wird das CO2 in einer Gegenstrom-Packungskolonne mittels
Brauchwasser („Druckwasserwäsche“) oder auch einer Lösung aus Polyglykolether
(Handelsname Selexol) absorbiert. Der Vorteil der Lösung gegenüber einem reinen
Wasserbad liegt darin, dass sich CO2 und H2S hier besser lösen, so dass insgesamt
weniger Flüssigkeit erforderlich ist und der energetische Aufwand für die Umwälzung
sinkt. Das Aufnahmevermögen von CO2 ist um den Faktor 3 höher als bei Wasser.
Falls H2S nicht bereits vor dem Selexol-Bad entfernt wurde, ist für die Regenerierung
eine Erwärmung der Waschlösung erforderlich 61 . Ansonsten wird die Regenerierung
der Waschlösung nach dem gleichen Prinzip wie bereits für Wasser beschrieben
durchgeführt. Sowohl beim Druckwasser- als auch beim Selexol-Verfahren ist bei den
hauptsächlich aus CO2 bestehenden Abgasen mit H2S-Anteilen zu rechnen, so dass
diese zur Vermeidung von Geruchsproblemen durch einen Biofilter geleitet werden
sollten.
Rohbiogas
Absorptions-
kolonne
Wasserkreislauf
Schematischer Aufbau einer Druckwasserwäsche
Biogas
Desorptions-
kolonne
(Regeneration von
Waschwasser)
W0305222
CDR
Abbildung 4-1: Schematischer Aufbau einer Druckwasserwäsche 62
Mit dem Druckwäsche-Verfahren werden Methankonzentrationen > 96% bei 100%
Feuchte realisiert.
61
vgl. Persson (2003)
62
vgl. Weiland (2003)

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Bei der chemisch-physikalischen Wäsche sind die Waschlösung und die zugehörige
chemische Reaktion (vor allem mit Monoäthanolamin, MEA) von Bedeutung.
Dieses Verfahren ermöglicht die rein chemische CO2-Bindung auch unter atmosphärischen
Druckverhältnissen. Das Reaktionsmittel wird mit Hilfe von Dampf regeneriert.
Die nasse Gaswäsche ist das heute in Europa verbreitetste Verfahren zur Aufbereitung
von Biogas. 63 Etwa 80% des Biogases in Schweden wird mit dieser Technologie
aufbereitet. 64 In der Bundesrepublik ist eine entsprechende Anlage unter
anderem im Klärwerk Mönchengladbach-Neuwerk betrieben worden (vgl. Ausführungen
im Kapitel 4.1).
In Abbildung 4-1 wird der schematische Aufbau dieses Verfahrens und in
Abbildung 4-2 ein mehr ins Detail gehende Fließschema der Druckwasserwäsche
gezeigt.
INLET
SEPARATOR
DRIER
Upgraded Biogas
97-98% CH 4
2% CO 2
0-1% Inert gas
-80ºC Dew point
Raw Biogas in
65% CH 4
35% CO 2
> 50mbarG
COMPRESSOR
Upgraded Biogas
97-98% CH 4
2% CO 2
0-1% Inerts
SKRUBBER
65% CH 4
35% CO 2
Ca: 9bar.G
Abbildung 4-2: Fließschema der nassen Gaswäsche 65
63
Bach (2002), S. 12
64
Stand 2002, ATB (2002), S. 109 ff.
65
vgl. Tentscher (2003)
FLASHING-TOWER
STRIPPER-
TOWER,
CO 2
AIR IN
WATER
PUMP
35

36
Druckwechselverfahren (PSA)
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Beim Druckwechselverfahren handelt es sich um ein „adsorptives“ oder so genanntes
„trockenes Verfahren“ der Kohlendioxidabtrennung. Das Biogas wird über einen Verdichter
(ca. 5-10 bar) in die Adsorberbehälter gepresst. Dort adsorbiert das Kohlendioxid
an Aktivkohle oder an Molekularsieben auf Kohlenstoffbasis. Um die Gasreinigung
während der Regeneration nicht unterbrechen zu müssen und den Energiebedarf
für die Gas-Kompression zu reduzieren, indem der freigesetzte Gasdruck jedes
Adsorbers in den anderen genutzt werden kann 66 , werden mindestens vier Adsorber-
Behälter zusammengeschlossen. Wechselseitig läuft in einem der Behälter die Adsorption,
in einem die Druckentspannung, in einem die Desorption und einem der erneute
Druckaufbau ab. Das am Ende entstandene CH4-reiche Gas kann in die Gasleitung
eingespeist werden. 67 Das bei der Druckentspannung desorbierte CO2 wird in
die Atmosphäre abgeführt. 68 Analog zur Druckwasserwäsche werden auch mit diesem
Verfahren Reingaskonzentrationen von > 96% realisiert.
PSA-Anlagen sind in der Schweiz und in Schweden ausgeführt und wurde in der Bundesrepublik
versuchshalber betrieben. In Schweden stellen sie die zweithäufigste
Anlagenart dar. 69
Molekularsieb
Schematischer Aufbau einer Druckwechseladsorptionsanlage
Biogas
Vakuumpumpe
W0305221
CDR
Abbildung 4-3: Schematischer Aufbau einer Druckwechseladsorptionsanlage
70
66
Wellinger (1998), S.11
67
ATV-DVWK (2002), S. 18
68
Dichtl (2002), S. 8
69
vgl. Persson (2003)
70
vgl. Weiland (2003)

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Membran-Trennverfahren:
Eine weitere Möglichkeit der Trennung von CH4, CH2 und Gasbegleitstoffen bietet –
aufgrund der unterschiedlichen Permeabilität des Membranmaterials für die verschiedenen
Gasmoleküle – das Membran-Trennverfahren.
Der eingesetzte Werkstoff entscheidet über die Selektivität. Mittels Membrantrennung
kann daher sowohl die gemeinsame Abtrennung von Kohlendioxid und Schwefeldioxid
als auch die selektive Abtrennung von H2S und CO2 (Einsatz von zweistufigen
Anlagen) durchgeführt werden. Die abgetrennten Gasbestandteile werden in einem
nächsten Schritt in Waschlösungen absorbiert (nasses Membranverfahren) oder gasförmig
ausgetragen (trockenes Membranverfahren). Das für den Trennprozess erforderliche
Druckgefälle wird in der Regel durch einen Überdruck auf der Rohgasseite
realisiert.
Das aufbereitete Gas liegt bei einem vergleichsweise hohen Druck vor, der eine Einspeisung
in das öffentliche Gasnetz erleichtert. Membran-Trennverfahren werden aus
Kostengründen in der Regel erst bei Rohgasströmen von über 500 m 3 /h projektiert.
Allerdings wird zumindest bezogen auf das nasse Verfahren berichtet, dass die
Standzeit der Membranen zu kurz ist. 71
Pilotanlagen wurden in Schweden und in der Schweiz 72 realisiert (je eine Anlage).
Gasverflüssigung
Bei der Gasverflüssigung, auch kryogene (oder Tieftemperatur-) Biogastrennung genannt,
handelt es sich um ein vor der Erprobung stehendes Verfahren zur Methangewinnung
aus Biogas zwecks Kraftstofferzeugung.
Nach Verdichtung auf einen Eingangsdruck von etwa 200 bar werden die Gasbegleitstoffe
(H2S usw.) an Molekularsieben adsorbiert. Anschließend wird das verflüssigte
Gasgemisch mittels Niedertemperaturdestillation (auch: „Tieftemperaturrektifikation“)
bei etwa 30 bar (die Abkühlung bewirkt eine entsprechende Verminderung des Druckes)
aufgetrennt. Dabei wird also ausgenutzt, dass die Gaskomponenten sehr unterschiedliche
Siedepunkte aufweisen: bei 50 bar wird CH4 unter minus 80°C und
CO2 bei plus 15°C flüssig.
CO2 und etwa 80% des CH4 werden flüssig abgezogen, 20% des Methans liegt gasförmig
vor. Das flüssige Methan wird bei -161°C unter Normaldruck und das CO2 in
Druckbehältern bei 20 bar und Umgebungstemperatur gelagert.
Die Funktionsweise des Verfahrens wurde in Laborversuchen bestätigt, bislang aber
noch nicht in größerem Maßstab für die Biogas-Aufbereitung erprobt. Eine 2003 in
Anklam vorgesehene Versuchsanlage im Rahmen einer bestehenden Biogasanlage
71
vgl. Schulte-Schulze Berndt (2003)
72
Dichtl (2002), S. 9
37

38
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
kam trotz Förderzusage durch die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR)
nicht zustande. Bei dem Projekt der Arbeitsgemeinschaft Biogastankstelle Anklam
GbR sollte Biogas mit Hilfe der Tieftemperatur-Rektifikation zu Kraftstoff aufbereitet
werden. Ein besonderer Aspekt war in diesem Fall, dass das abgetrennte CO2 als
Ausgangsprodukt zur Trockeneisherstellung, für das es kommerzielle Nutzungsmöglichkeiten
(z.B. zur Behandlung von Metalloberflächen) gibt, verwendet werden sollte.
Der Vorteil der Gasverflüssigung liegt in einem hohen Reinheitsgrad des aufbereiteten
Gases. Aufgrund des hohen Energiebedarfes ist das Verfahren aber sehr kostenintensiv.
BGA
Biolog.
Entschwefelung
Verdichter 1 Vorfilter / Molsieb
Fremdkältesystem
Stirling
Gasspeicher
500m³
Trenner
Nachbehandlung
Methan
Vakuum
Nachbehandlung
Kohlendioxid
BHKW 1
145 KWh
BHKW 2
350 KWh
BGA Anklam
Lokaler Gasspeicher
Rein - CH 4
Bio CNG - Tankstelle
Optionen
Methanausspeisung
Einspeisesystem /Gasnetz
Abbildung 4-4: Systemschema der auf eine Gasverflüssigung basierenden
Pilotanlage in Anklam 73
Eine Übersicht über die heute gebräuchlichen Verfahren zur Methananreicherung von
Biogas liefert die Tabelle auf der nachfolgenden Seite.
73 vgl. Boback (2003)
CO2

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Tabelle 4.5: Übersicht der Kohlendioxidabtrennungs-Verfahren; Quelle: Act Energy
(2002)
Ziel Verfahrensprinzip
CH4- Anreicherung
durch Kohlendioxid-
Abspaltung
Wäsche
Trockenreinigungsverfahren
GastrennungmittelsMembranen
PhysikalischeAbsorption
ChemischeAbsorption
Adsorption
Verfahrens-
variante
Druckwasserwäsche,alternativ
mit Polyglykoletherlösung
(Selexol)
Monoäthanolamin-Bad
(MEA)
Druckwechseladsorption
an Kohlenstoffmolekularsieb
Polymermembran
Lösen
von Gasen
in
einer
Flüssig-
Trenneffekt geeignet zur
Gewinnung
von
CO2 physikalisch
gelöst in
Wasser
keit chemische
Reaktion (Bindung)
von
CO2 mit MEA
Bindung
von Gasen
an
einen
Feststoff
unterschiedlicheDurchlässigkeit
Bei erhöhtem
Druck wird
CO2 am Kohlenstoffmolekularsiebbesser
und
schneller adsorbiert
als
CH4.
Unter hohem
Druck ist eine
Polymermembran
für
CO2 durchgängiger
als
CH4.
L- und H-
Gas
L- und H-
Gas
L- und H-
Gas
H-Gas mit
hohen Reinheitsanforderungen
L-Gas
Die intensivsten Praxiserfahrungen konnten inzwischen in Schweden gesammelt
werden. In einer im Oktober 2003 veröffentlichten Untersuchung 74 , die eine ausführliche
Betreiber- und Herstellerbefragung sowie exemplarische Anlagenbesichtigungen
beinhaltete, sind die bisherigen Erfahrungen zusammengefasst. Besondere Aufmerksamkeit
ist dabei dem Bedarf an Strom, Wärme, Wasser und Chemikalien, der Anlagenverfügbarkeit,
der Kostensituation und der Umweltverträglichkeit gewidmet worden.
Der Betrachtungsrahmen beinhaltete die komplette Aufbereitungsanlage unter
Ausschluss der Biogaserzeugung und der nachgeschalteten Verdichtungsanlagen,
die das Biomethan in fast allen Fällen zur Verwendung als Treibstoff auf 200 bar
komprimieren.
In die Untersuchung sind sechs Druckwasser-Anlagen, vier PSA-Anlagen, eine Anlage,
die mit Selexol arbeitet und eine auf chemischer Wäsche basierende Anlage so-
74 Persson (2003)
39

40
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
wie allgemeine Erfahrungen der Hersteller einbezogen worden. Von Schwierigkeiten,
die in mancherlei Hinsicht in der Einfahrphase auftraten, abgesehen wurde durchgängig
eine relativ hohe Verfügbarkeit der Anlagen von etwa 95% festgestellt. 75
Für den Strombedarf ist in der Untersuchung festgestellt worden 76 :
- PSA: 0,5 kWhel/Nm 3 aufbereitetes Produktgas
- Druckwasser mit Regenerierung: 0,3 kWhel/Nm 3 aufbereitetes Produktgas
- Druckwasser ohne Regenerierung: 0,36-0,6 kWhel/Nm 3 aufbereitetes Produktgas
- Selexol: 0,4 kWhel/Nm 3 aufbereitetes Produktgas.
Strombedarf für die anschließende Komprimierung zur Verwendung als Treibstoff ist
nicht in den Angaben enthalten. Die geringe Stichprobe und die nicht berücksichtigte
Abhängigkeit von der Anlagengröße sind wahrscheinlich dafür verantwortlich, dass die
Streuung der Werte zum Teil sehr hoch ist. Für das Druckwasserverfahren ohne Regenerierung
wären niedrigere Werte als für das gleiche Verfahren mit Regenerierung
zu erwarten gewesen. Auch die PSA-Technik müsste aufgrund des niedrigeren erforderlichen
Druckes (5-7 bar) an sich einen niedrigeren Strombedarf als die Druckwasserwäsche
(10-12 bar)aufweisen. So wären nach Angaben eines Herstellers für PSA-
Anlagen 0,35 bis 0,4 kWel/Nm 3 und nicht 0,5 kWel/Nm 3 (Produktgas) zu erwarten gewesen.
Für die chemische Wäsche müsste das Strombedarfsniveau im Bereich von
0,15 kWhel/Nm 3 liegen 77 . Damit liegt der Strombedarf je nach Verfahren zwischen
1,5% und 6% des Energiegehalts des erzeugten Biomethans.
Der Wasserbedarf hängt von dem gewählten Verfahren ab und davon, welches Konzept
bei der Kühlung von Gas, Verdichtern und Absorptionsmittel gewählt wird. Bei
den PSA- sowie Selexol-Verfahren und der chemischen Wäsche besteht fast kein
Wasserbedarf, falls die Kühlung nicht mit Wasser vorgenommen wird. Das mit Regenerierung
arbeitende Druckwasserverfahren ist mit einem laufenden Austausch eines
geringen Anteils des Waschwassers verbunden, der etwa zu einem Reinwasserbedarf
von 1 bis 3 m 3 /h führt. Das ohne eine Regenerierung arbeitende Druckwasserverfahren
führt zu einem Bedarf von etwa 30 m 3 /h, wobei es sich aber i. d. R. um gereinigtes
Abwasser handeln wird. 78
Ein Schwachpunkt vieler Anlagen stellen die Kompressoren dar. Diese nicht in dem
Maße von den Aufbereitungsverfahren abgängigen Probleme werden gemäß der
schwedischen Untersuchung 79 durch Vibrationen, Verschleiß und falsche Auslegung
verursacht. Weitgehend unabhängig vom Aufbereitungsverfahren sind auch die häufiger
verzeichneten Probleme mit den Gastrocknern.
75
Persson (2003), S. 34
76
Persson (2003), S. 37
77
Persson (2003), S. 38
78
Persson (2003), S. 39f
79
Persson (2003)

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Aus Tabelle 4.6 ist eine zusammenfassende Darstellung der technischen Vor- und
Nachteile der Verfahren zu entnehmen (ökonomischer Vergleich in Abschnitt 6). 80
Tabelle 4.6: Vor- und Nachteile der in der Praxis vorkommenden Verfahren (in Anlehnung
an Persson (2003))
Vorteile Nachteile
Druckwasser:
- ohne Chemikalienbedarf
- viel Erfahrung
- ohne Regenerierung gut für Kläranlagen
geeignet
PSA:
- Geringer H2S-Gehalt im Biomethan
- Geringer Wassergehalt im Biomethan
- ohne Chemikalienbedarf
- kein Wasseranschluss erforderlich
- relativ viel Erfahrung
Selexol:
- Wenig Strombedarf
- H2S-Entnahme kombinierbar (geringe Luftzugabe
in der Desorptionskolonne)
Chemische Wäsche:
- Wenig Strombedarf
- Keine Komprimierung erforderlich
- Relativ viel Erfahrung
- Geringe Methanverluste (selektive Bindung
von CO2)
- Hohe Methankonzentration möglich
Trockene Membran:
Nasse Membran:
- arbeitet unter atmosphärischen Bedingungen
- Wasseranschluss erforderlich
- Unvermeidbare Methanverluste
- Verstopfungen im Bereich der Füllstoffe können
auftreten (Bakterienansammlungen), insbesondere
bei Anlagen ohne Regenerierung
- Abhängigkeit von Außenlufttemperaturen
- Ventile können durch Staub oder Kohlepartikel
verstopfen
- Hohe Ansprüche an Ventile
- Relativ wenig Erfahrung
- Wärmebedarf
- Chemikalienbedarf
- Unvermeidbare Methanverluste
- Probleme mit Wasseranreicherung
- Hoher Wärmebedarf (Siedetemperatur mit
Hilfe von Dampf)
- Chemikalienbedarf, Handhabung toxischer
Chemikalien erforderlich
- Hoher Druck von 25 bis 40 bar erforderlich
- Unvermeidbare Methanverluste
- Hoher Strombedarf
- Relativ wenig Erfahrung
- Kurze Standzeiten der Membran
80 Die genannten Aspekte sind von sehr unterschiedlicher Bedeutung, so dass Verfahren, die mehrere
Nachteile aufweisen nicht zwangsläufig anderen unterlegen sind
41

d) Odorierung
42
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
Gase der öffentlichen Gasversorgung müssen odoriert, das heißt mit einem signifikanten
Warngeruch versehen werden. Die Odorierung erfolgt auf Grundlage des
DVGW-Arbeitsblattes G 280. Allerdings ist eine Odorieranlage recht aufwändig und
wird nur für große Biogasanlagen in Frage kommen; für den Zustrom aus kleineren
Erzeugungsanlagen bietet sich eher an, den Hauptgasstrom entsprechend höher zu
odorieren.
e) Entfernung weiterer Spurenanteile
Bei entsprechend hohen Biogasströmen kann es erforderlich werden, auch andere,
im DVGW-Arbeitsblatt G 260 nicht gesondert aufgeführte Komponenten vor Einspeisung
in das öffentliche Gasversorgungsnetz zu entfernen. So kann bei der Gülleverwertung
und insbesondere bei Einsatz von Abfällen aus der Fischverarbeitung oder
der Lebensmittelindustrie - in Abhängigkeit von der Stabilität des Faulprozess - Ammoniak
in relevanter Menge auftreten81, der sich schwach korrosiv verhält und deshalb
von einigen Gasgeräten nicht vertragen wird. Die Entfernung von Ammoniak
lässt sich meist mit anderen Reinigungsprozessen kombinieren. Durch ein schwaches
Säurebad geleitet würde es in Form von Ammonium in der Flüssigkeit verbleiben.
Ebenso wird die Entfernung von Siloxanen, die in Motoren zu abrasiv wirkender
Quarzbildung führen, in Kombination mit der Entfernung anderer Spurenanteile erfolgen
können. Erfolge wurden bereits mittels Adsorptionsprozessen auf der Basis von
Aktivkohle, aktiviertem Aluminiumoxid und Silicagel verzeichnet. 82
Die Gasaufbereitungsanlagen sind in der Regel so aufgebaut, dass im ersten Schritt eine
Vorfilterung, im zweiten die Entschwefelung in einer separaten Einheit, im dritten (falls die
Kohlendioxidentfernung trocken erfolgt) eine Entfeuchtung und schließlich die Kohlendioxidentfernung
durchgeführt wird.
Das vollständig aufbereitete Gas weist fast keine Ähnlichkeit mit dem ursprünglichen
Rohbiogas auf und sollte daher zutreffender als „Biomethan“ bezeichnet werden.
81 An sich wird Ammoniak nur bei hohen pH-Werten aus dem im flüssigen Gärgut enthaltenen
Ammonium freigesetzt und lässt sich damit auch durch entsprechende Fahrweise der Biogasanlage
begrenzen.
82 vgl. Schweigkofler (2002)

Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken
4.3 Technik an der Einspeisestelle
Neben der - in Abhängigkeit vom jeweiligen Verfahren unterschiedlich konzipierten - Aufbereitungsanlage
sind für die Einspeisung von Biogas in das öffentliche Gasversorgungsnetz
weitere technische Einrichtungen erforderlich:
• Zuleitung für das Biogas zu einer Leitung des öffentlichen Gasnetzes
• Verdichtungsanlage
• Geeichte Gasmengenmessung (Gaszähler)
• Geeichte Gasbeschaffenheitsmessung
• evtl. Gasmischer für eine Zumischung von höher-calorigen Gasen (Propan, Butan)
nebst Speicher
(eine Kostenorientierung hierzu wird in Abschnitt 6 geboten). Die Verdichtungsanlage ist
nur erforderlich, falls das Reingas nicht bereits im Rahmen der Aufbereitungsanlage auf
die erforderliche Druckstufe gebracht worden ist. Es wäre anzustreben, dass Gasmischer
nur in Fällen eingebaut werden müssen, in denen in nachgelagerten Erdgasleitungen keine
hinreichenden Durchmischungseffekte auftreten und sonst Störungen bei den nächstgelegenen
Verbrauchern zu erwarten sind.
4.4 Aufbereitung zum Einsatz als Treibstoff in Kraftfahrzeugen
Die Verwertung von Biogas zum Betrieb von Kraftfahrzeugen ist im Vergleich zur Einspeisung
in einiger Hinsicht unproblematischer. Hier können die auf Erdgasbetrieb umgerüsteten
Fahrzeuge mit Ottomotoren eingesetzt werden, die aktuell eine zunehmende Verbreitung
finden. Allerdings gilt auch für die Verwendung als Treibstoff, dass die Kohlendioxidkonzentration
unter 3 % liegen soll.
Der Heizwert des für den Motorbetrieb notwendigen Biogas-Luft-Gemisches liegt zwar
gegenüber demjenigen des Benzin-Luft-Gemisches im Benzinmotor um etwa 15% niedriger.
Bei gleichem Verdichtungsverhältnis des Motors ist allein daraus eine Minderleistung
von 15% zu erwarten. Zudem wirkt sich auch die vergleichsweise langsame Verbrennungsgeschwindigkeit
nachteilig auf die Leistung aus. Die hohe Klopffestigkeit des Biogases
ermöglicht jedoch, durch höhere Verdichtung diese Nachteile auszugleichen. 83
Möglich ist auch der Betrieb von Gasdieselmotoren. In beiden Fällen wird das Biogas in
komprimierter Form (200/250 bar) in entsprechenden Druckgefäßen im Fahrzeug mitgeführt.
Hierin liegt ein maßgebliches Problem für den Einsatz von Biogas als Treibstoff: Zur
Speicherung der gleichen Energiemenge muss ein 200-bar-Biomethangefäß, verglichen
beispielsweise mit einem Dieselöltank, das fünffache Volumen aufweisen. Gleiches gilt
natürlich auch für erdgasbetriebene Fahrzeuge, deren Einsatz zurzeit in einigen bundesdeutschen
Städten im Rahmen von Förderprogrammen unterstützt wird.
Unter technischen Gesichtspunkten stehen sowohl fahrzeugseitig als auch hinsichtlich der
Aufbereitung die in Kapitel 4.2 beschriebenen Verfahren zur Verfügung.
83 Wellinger (1991), S. 108
43

5. Darstellung der Situation in der Schweiz
44
Darstellung der Situation in der Schweiz
In der Schweiz werden bereits seit etlichen Jahren Projekte zur erweiterten Nutzung von
Biogas durchgeführt. Entsprechend dürfte es sich lohnen, die dort gemachten Erfahrungen
ausführlich vorzustellen.
Das zur Einspeisung vorgesehene Biogas wird meist in eigens errichteten Anlagen in der
Nähe bereits bestehender Ortsgasverteilungsleitungen erzeugt. Hier wird Grüneintrag anaerob
vergoren („kontrolliert kompostiert“). Es wird darauf hingewiesen, dass das entstehende
Biogas eine konstante Qualität aufweise, was die Aufbereitung vereinfache. Durch
die Nähe zu einem Ortsverteilungsnetz (ND-Netz) ergäben sich zudem geringere Anforderungen
an die Gasverdichtung.
Relevante Ergebnisse - u. a. aus dem Projekt Kompo-Mobil sowie aus den Aktivitäten der
Erdgas Zürich GmbH - sind nachfolgend zusammengestellt.
5.1 Projekte Kompo-Mobil I und II
Kompo-Mobil I 84
Die Zielsetzung dieses Projektes lag darin, technische Anlagen für die Gasreinigung, die
Kompression und die Lagerung von Biogas zu untersuchen; das aufbereitete Gas sollte
für den Antrieb umgerüsteter benzin- bzw. dieselgetriebener Kraftfahrzeugen genutzt
werden. Die Inbetriebnahme erfolgte im Herbst 1995. Komponenten der Gasaufbereitungsanlage
waren:
- Absorption des Schwefelwasserstoffes an Aktivkohle
- Druckwasserwäsche zur Entfernung des CO2
- Molekularsiebtrockner für die Entfernung des Wasserdampfes
Messungen an der Anlage zeigten, dass der Wasserdampfgehalt und der Schwefelwasserstoffgehalt
konstant unter 5 ppm gesenkt werden können. Der Methangehalt des gereinigten
Gases erreicht Werte von etwa 93%. Der Energiebedarf der gesamten Aufbereitung
war hoch, er belief sich auf rund 1/3 des Heizwertes des aufbereiteten Biogases. 85
Dieser hohe Bedarf ist auf den Pilotcharakter der Anlage zurückzuführen und keineswegs
kennzeichnend für Anlagen, die nach dem Prinzip der Druckwasserwäsche arbeiten.
Kompo-Mobil II
Im Anschluss an Kompo-Mobil I sollten an einem weiteren Beispiel die Leistungswerte der
Biogasaufbereitungsanlage erhöht sowie der Energieverbrauch und die Investitionskosten
gesenkt werden. Angestrebt wurden ein Methangehalt von mindestens 96% und ein Prozess-Energiebedarf
von etwa 10% des aufbereiteten Biogases. Die Investitionskosten
sollten bei einer Anlage mit doppelter Durchsatzleistung (26 Nm 3 /h im Vergleich zu 12
Nm 3 /h bei Kompo-Mobil I) um rund 20% niedriger ausfallen.
84 BfE (1997), S. 6 ff.
85 BfE (1997), S. 14

Darstellung der Situation in der Schweiz
Im Vergleich zum Projekt Kompo-Mobil I wurde mit der Molekularsiebtechnologie (Druckwechseladsorption)
ein anderes Gasaufbereitungsverfahren eingesetzt. Im Ergebnis
konnten die Zielsetzungen erreicht werden:
- Die Investitionskosten lagen um rund 1/3 unter denjenigen von Kompo-Mobil I
- Der Energieverbrauch der Aufbereitung konnte um mehr als 2/3 auf 8% vom Heizwert
des aufbereiteten Biogases gesenkt werden.
- Der Methangehalt im aufbereiteten Gas erreicht Werte von 96 – 98%.
- Der Heizwert liegt mit etwa 35 MJ /Nm 3 etwas über demjenigen von Erdgas.
- Der Taupunkt bei Umgebungsdruck liegt dauernd unter -65°C.
- Schwefelwasserstoff konnte im gereinigten Biogas nicht nachgewiesen werden.
- Die Kosten für die gesamte Aufbereitungsanlage betrugen etwa 450 T€ (Inbetriebnahme
1995). Die Anlagenbetreiber errechneten hieraus, bei angenommenen jährlichen
Betriebszeiten von 4500 Stunden, spezifische Kosten von 6,8 Cent /kWh Gas. Dies
entspricht vergleichsweise einem Preis von 0,61 € pro Liter Benzin.
Ein Vergleich der beiden potenziellen Nutzungen des Biogases (Fahrzeugtreibstoff, Verstromung
im BHKW) an Hand der realen Investitions- und Betriebskosten führte zu dem
Ergebnis, dass unter den damaligen rechtlichen Bedingungen die Verwertung des teilaufbereiteten
Biogases in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen wirtschaftlich interessanter als der
Einsatz als Fahrzeugtreibstoff war. 86
5.2 Aktivitäten der Erdgas Zürich
Die Erdgas Zürich GmbH versorgt bereits seit längerem einige Ortsnetze zu einem erheblichen
Anteil mit Biogas aus eigens errichteten Vergärungsanlagen (in der Regel Anlagen
mit einer Kapazität von 50 m 3 Biogas/Std. 87 ).
Ein Beispiel ist das im Großraum Zürich unter dem Namen „Kompogas“ vertriebene Biogas,
das zum einen in das öffentliche Erdgasnetz eingespeist und zudem unter dem Namen
„Naturgas“ im Gemisch mit Erdgas an Tankstellen vermarktet wird.
Ende 1998 waren in der Schweiz insgesamt bereits 7 Anlagen mit einer Kapazität zwischen
1.500 und 10.000 Jahrestonnen in Betrieb. Hier wird aus biogenen Abfällen von
Haushalt, Industrie und Landwirtschaft sowie aus Industrieabwässern (vor allem Lebensmittel,
Futtermittel und Papierindustrie) in Vergärungsanlagen zunächst Biogas gewonnen.
Da es nicht immer möglich ist, das erzeugte Biogas sinnvoll in einer KWK-Anlage zur
Strom- und Wärmeproduktion einzusetzen (unzureichender Wärmebedarf), wird das Biogas
in einem weiteren Verfahrensschritt „gereinigt“ und direkt als Fahrzeugtreibstoff genutzt.
Die Reinigung umfasst im Einzelnen folgende Verfahrensschritte:
86 Eine Aufstellung der insgesamt zu veranschlagenden Kosten für die Biogasaufbereitung und
Nutzung als Fahrzeugtreibstoff bzw. Verstromung im BHKW findet sich in BfE (1997) ab S. 40.
87 Tentscher (2001c), S. 25
45

46
- Entschwefelung
- Gastrocknung
- Druckwechseladsorption zur CO2-Abtrennung
Darstellung der Situation in der Schweiz
Da die Vergärungsanlagen kontinuierlich arbeiten, würde die Lagerung des Treibstoffes
hohe Speicherkosten verursachen. Zudem sind die Standorte der Vergärungsanlagen im
Allgemeinen nicht optimale Standorte für Betankungsanlagen.
Um den erzeugten regenerativen Treibstoff daher am Markt abzusetzen, wird er unter
dem Namen „Naturgas“ in das Versorgungsnetz der Gasversorgung Zürich eingespeist
und an verkehrsgünstig gelegenen, öffentlichen Erdgastankstellen wieder abgegeben. Die
Tankstellen können sich im ganzen Versorgungsgebiet der Gasversorgung Zürich befinden.
Beispielhafte Kenndaten eines Kompogas-Moduls:
Verwertungskapazität: 10.000 t Grüngut/Jahr
Einzugsgebiet: 100.000 Einwohner
Biogas-Produktion: 1.000.000 Nm 3 /Jahr
davon Eigenbedarf: 30 %
externe Verwendung: 70 %
Gasaufbereitung für Einspeisung 88 : 50 %
Verwertung über BHKW: 50 %
5.3 Projektbeispiel Migros
In den Produktionsbetrieben und Restaurants der Genossenschaft Migros Zürich fallen
jährlich etwa 2.500 t Biomüll an. Bis Ende 2000 wurde der überwiegende Anteil kompostiert
(1.500 t/Jahr) oder der Schweinemast zugeführt. Beide Verwertungsmöglichkeiten
waren nicht unproblematisch (u. a. Geruchsemissionen).
Heute werden 100% der Grünabfälle aus Filialen und Eigenproduktion sowie die Speisereste
aus allen Personal- und Migros-Restaurants eingesammelt, zu Anlagen der Kompogas
AG geführt und zu Biogas vergärt. 89
Das Biogas wird entweder über eine KWK-Anlage in Wärme und Strom umgewandelt oder
nach entsprechender Aufbereitung direkt ins Erdgasnetz eingespeist.
Acht ausschließlich mit Biogas betriebene Migros Lastwagen tanken ihren Kraftstoff an
einer firmeneigenen Tankstelle und beliefern täglich die stadtnahen Filialen.
Trotz ökologischer Vorteile gibt es in der Schweiz keine steuerliche Entlastung für die biogasbetriebenen
Lkws. Der Treibstoff dagegen ist von der Mineralölsteuer befreit und kos-
88
Aufgrund der saisonal unterschiedlichen Gasmengen wird die Gasaufbereitung auf ca. 50 % der
verfügbaren Biogasmenge ausgelegt.
89
vgl. EnergieSchweiz (2002)

Darstellung der Situation in der Schweiz
tet damit rund 30 % weniger als Diesel oder Benzin. Insgesamt nimmt das Unternehmen
für den Betrieb der Erdgasfahrzeuge leichte Mehrkosten in Kauf.
Da die bisherigen Erfahrungen durchweg positiv sind, prüft das Unternehmen, ob das
System der Biogaserzeugung und -nutzung an weiteren Standorten eingeführt werden
kann. Dieses ist jedoch von der jeweils vorhandenen Infrastruktur (Vergärungsanlage,
Gasanschlüsse, Organisation Betriebszentrale) abhängig.
Die jährlich bei der Migros anfallenden 2.500 t Biomüll entsprechen in Biogas umgewandelt
200.000 Liter Diesel. Bei einem Verbrauch von 33 Liter pro 100 km können die 8 gasbetriebenen
Lkws damit 606.000 Kilometer pro Jahr zurücklegen.
47

48
Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
6. Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Zur Erfassung der aktuellen Kostenbedingungen der Aufbereitung von Biogas sind die in
diesem Bereich tätigen Akteure um Orientierungsangebote gebeten worden. Um zu vergleichbaren
Angaben zu kommen, wurden hierfür zunächst die Ansprüche und die erwarteten
Aufbereitungsergebnisse definiert und in Form der folgenden Ausschreibung an die
in Frage kommenden Hersteller versendet:
Aufbereitung von „Biogas“ zur Einspeisung in das öffentliche Erdgasnetz
Preisanfrage
Rahmenbedingungen:
Zusammensetzung: 65% CH4 / 31% CO2 / 500 ppm H2S / 3,3% Feuchte / 0,1% N2
Biogasdurchsatz: deutlich geringer als 100 m 3 /Std.
100 m 3 /Std.
200 m 3 /Std.
400 m 3 /Std.
Wir bitten darum, Abweichungen von den genannten Vorgaben zu benennen. Von besonderem
Interesse sind dabei u. a. ein veränderter/höherer CO2-Gehalt des aufbereiteten
Gases und bisherige Erfahrungen mit regionalen Gasversorgungsunternehmen.
Erbetene Angaben (jeweils für genannte Kapazitäten):
• Angebotspreis geliefert (DDP) nächster Hafen, Deutschland
• Betriebsgewicht
• Abmessungen
• Container oder andere bauliche Hülle
• Aufstellung vor Ort
• Inbetriebnahme
• Übergabestation in das Erdgasnetz
• Energieverbrauch (Strom, Wärme, Dampf)
• Installierte Leistung in Antrieben etc.
• Kosten Verbrauchsmaterial: Aktivkohle, Wasser, Öl, andere
• produzierte abgreifbare Nutzwärme (Temperatur und Leistung)
• Personalbedarf für Wartung
• Betriebskosten ohne Abschreibung und Zinsen
• Volumenstrom und Zusammensetzung des Abgases (CO2 etc.)
Ausschluss:
Transport zum Aufstellungsort
Erdgas-Tankstelle
Anschlüsse an das Wasser-, Strom- und Gasnetz
Fundamente
Da die vorstehenden Positionen von den örtlichen Gegebenheiten abhängig sind, bitten
wir um die Angabe von Erfahrungs- (Kenn-)werten.

Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Auf der Grundlage bisheriger Kenntnisse und Kontakte sowie einer Internet-Recherche
wurden die nachfolgend genannten Firmen zur Erarbeitung eines konkreten Kostenangebotes
zur Errichtung einer Biogas-Aufbereitungsanlage aufgefordert:
• CIRMAC International bv, Apeldoorn (Niederlande)
• dge, Wittenberg
• Energy 21, München (BRD)
• ENTEC Environment Technology GmbH, Fussach (Österreich)
• Farmatic biotech energy ag, Nortorf (BRD), 2004 ersetzt durch Rütgers Carbotech
Engineering, Essen
• Flotech Limited, Sundbyberg (Schweden)
• Lipp GmbH, Tannhausen (BRD)
• Krüger A/S, Aalborg (Dänemark)
• Nova Energie GmbH, Aadorf (Schweiz)
• Seaborne ERL, Gesellschaft für Umwelttechnik mbH, Owschlag (BRD).
Davon konnten sich sechs aus unterschiedlichen Gründen entweder nicht an der Ausschreibung
beteiligen bzw. der erfolgte Rücklauf brachte keine hinreichende Informationsbasis
ein, weil Anbieter sich noch in der Vorbereitungsphase befinden, um in diesen Markt
zu gelangen.
In der Neufassung der Untersuchung sind zusätzlich größere Aufbereitungskapazitäten
berücksichtigt worden. Von vier Herstellern liegen Kostenangebote oder andere Kostenorientierungen
für Aufbereitungsanlagen vor, die zusammen genommen die Klassen 50
Nm 3 /h, 100 Nm 3 /h, 150 Nm 3 /h, 200 Nm 3 /h, 400 Nm 3 /h, 600 Nm 3 /h, 800 Nm 3 /h, 1000
Nm 3 /h, 1500 Nm 3 /h und 2500 Nm 3 /h (jeweils bei 1 bar und bezogen auf Rohgas mit 65%
Methananteil) umfassen, so dass schließlich eine Auswertung für zehn Kapazitätsstufen
vorgenommen worden ist. Die gegenüber der Bearbeitung von Frühjahr 2003 vorgenommene
Erweiterung der Aufbereitungskapazitäten ist für sinnvoll erachtet worden, weil der
Trend voraussichtlich aufgrund der Degression der spezifischen Kosten in Richtung großer
Anlagen gehen wird.
Auf den nachfolgenden Seiten sind die Angebotspreise - getrennt nach den angefragten
Kapazitäten - tabellarisch zusammengestellt. In einem Fall ist die Ergänzung der Daten
für die Anlagenkapazitäten über 400 Nm 3 /h durch Rückrechnung aus zur Verfügung gestellten
Unterlagen geschehen.
Zur Verbesserung der Vergleichbarkeit wurden bezüglich der Personal- und Instandhaltungskosten
sowie der eingeflossenen spezifischen Wasser- und Strompreise gegenüber
den Angaben in den Angeboten Angleichungen vorgenommen:
• So hat beispielsweise Anbieter 1 (Selexol-Verfahren) eine halbe Personalstelle zur
Betreuung der Anlage vorgesehen, während die anderen Anbieter wesentlich geringe-
49

50
Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
re Personalkosten berücksichtigen, obwohl deren Anlagen nicht minder aufwändig
sind.
• Um den Vergleich für die Leistungsklasse von 200 m 3 /h zu vervollständigen, sind für
Anbieter 3 (PSA-Verfahren) mit Hilfe von Angaben für Anlagen mit einer Verarbeitungskapazität
von 150 m 3 /h und 400 m 3 /h Daten per Interpolation ergänzt worden.
• Bezüglich des in dem Fall des Anbieters 1 notwendigen Kühlwassereinsatzes wurden
gegenüber den Angeboten weitere Varianten ergänzt.

Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Tabelle 6.1: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 50 m 3 /h
Rohgas
Anbieter Anbieter 1 Anbieter 3
Anlagentyp Selexol PSA
50 m 3 /h Rohgas
Investitionen € 120.000 377.100
Personal und Instandhaltung
Personalkosten €/a 16.000 1.750
Betrieb und Instandhaltung €/a enth. 11.313
UNTERSUMME
Verbrauchskosten bei 8000 h/a
€/a 16.000 13.063
Strom €/a 10.400 8.000
Wasser Zapfwasser + Kanalisation €/a 50.512
Brunnenwasser + Kanalisation
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr
€/a 29.680
bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf €/a 1.500
Sonstiges €/a 1.000 2.647
Betriebskosten ges.
€/a
bei Zapfwasser in Kanalisation
bei Brunnenwasser in Kanalisation
61.912
bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf €/a 41.080 10.647
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr €/a 12.900
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)
Annuität €/a 12.356 38.827
GESAMT
Zapfwasser + Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalisation
€/a 90.268
bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf €/a 69.436 62.537
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr
spezifische Kosten
Zapfwasser + Kanalisation
€/a 41.256
bei 8000 h/a ct/Nm³ 22,6
bei 8000 h/a ct/kWh 3,5
bei 6000 h/a ct/Nm³ 24,9
bei 6000 h/a ct/kWh 3,8
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf
bei 8000 h/a ct/Nm³ 17,4 15,6
bei 8000 h/a ct/kWh 2,7 2,4
bei 6000 h/a ct/Nm³ 19,7 20,0
bei 6000 h/a ct/kWh 3,0 3,1
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr
bei 8000 h/a ct/Nm³ 10,3
bei 8000 h/a ct/kWh 1,6
bei 6000 h/a ct/Nm³ 12,7
bei 6000 h/a ct/kWh 2,0
51

52
Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Tabelle 6.2: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 100 m 3 /h
Rohgas
Anbieter Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4
Anlagentyp Selexol PSA PSA DW
100 m 3 /h Rohgas
Investitionen € 330.000 632.400 400.000 553.900
Personal und Instandhaltung
Personalkosten €/a 16.000 6.500 1.750 6.800
Betrieb und Instandhaltung €/a enth. 13.000 12.000 11.530
UNTERSUMME
Verbrauchskosten
bei 8000 h/a
€/a 16.000 19.500 13.750 18.330
Strom €/a 19.000 20.480 16.000 32.000
Wasser Zapfwasser+Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis.
€/a 66.748
bzw. Verfahren o. Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a 39.220 500
Abwassergebühr €/a 2.000
Sonstiges
Betriebskosten ges.
€/a 2.000 enth. 4.359 4.100
bei Zapfwass. in Kanalis.
bei Brunnenw. in Kanal.
€/a 87.748
bzw. Verfahren o. Wasser
€/a 60.220 20.480 20.359 36.600
ohne Abwassergebühr 23.000
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)
Annuität €/a 33.978 65.114 41.185 57.031
GESAMT
Zapfwasser + Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis. bzw.
€/a 137.726
Verfahren ohne Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a 110.198 105.094 75.294 111.961
Abwassergebühr
spezifische Kosten
Zapfwasser + Kanalisation
€/a 72.978
bei 8000 h/a ct/Nm³ 17,2
bei 8000 h/a ct/kWh 2,7
bei 6000 h/a ct/Nm³ 19,3
bei 6000 h/a ct/kWh 3,0
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf
bei 8000 h/a ct/Nm³ 13,8 13,1 9,4 14,0
bei 8000 h/a ct/kWh 2,1 2,0 1,5 2,2
bei 6000 h/a ct/Nm³ 15,9 16,7 11,7 17,1
bei 6000 h/a
ohne Abwassergebühr
ct/kWh 2,4 2,6 1,8 2,6
bei 8000 h/a ct/Nm³ 9,1
bei 8000 h/a ct/kWh 1,4
bei 6000 h/a ct/Nm³ 11,2
bei 6000 h/a ct/kWh 1,7

Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Tabelle 6.3: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 200 m 3 /h
Rohgas
Anbieter Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4
Anlagentyp Selexol PSA PSA DW
200 m 3 /h Rohgas
Investitionen
Personal und Instandhaltung
€ 400.000 704.500 470.000 699.900
Personalkosten €/a 19.000 7.500 3.500 7.300
Betrieb und Instandhaltung €/a (enth.) 13.000 14.100 12.080
UNTERSUMME
Verbrauchskosten
bei 8000 h/a
€/a 19.000 20.500 17.600 19.380
Strom €/a 30.000 40.960 32.000 45.600
Wasser Zapfwasser+Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis.
€/a 137.104
bzw. Verfahren o. Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a 80.560 1.000
Abwassergebühr €/a 3.000
Sonstiges
Betriebskosten ges.
€/a 4.000 enth. 7.783 7.500
bei Zapfwass. in Kanalis.
bei Brunnenw. in Kanal.
€/a 171.104
bzw. Verfahren o. Wasser
€/a 114.560 40.960 39.783 54.100
ohne Abwassergebühr €/a 37.000
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)
Annuität €/a 41.185 72.537 48.392 72.064
GESAMT
Zapfwasser + Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis.
€/a 231.289
bzw. Verfahren ohne Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a 174.745 133.997 105.776 145.544
Abwassergebühr
spezifische Kosten
Zapfwasser+Kanalisation
€/a 97.185
bei 8000 h/a ct/Nm³ 14,5
bei 8000 h/a ct/kWh 2,2
bei 6000 h/a ct/Nm³ 15,7
bei 6000 h/a ct/kWh 2,4
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf
bei 8000 h/a ct/Nm³ 10,9 8,4 6,6 9,1
bei 8000 h/a ct/kWh 1,7 1,3 1,0 1,4
bei 6000 h/a ct/Nm³ 12,2 10,3 8,0 11,0
bei 6000 h/a ct/kWh 1,9 1,6 1,2 1,7
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr
bei 8000 h/a ct/Nm³ 6,1
bei 8000 h/a ct/kWh 0,9
bei 6000 h/a ct/Nm³ 7,3
bei 6000 h/a ct/kWh 1,1
53

54
Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Tabelle 6.4: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 400 m 3 /h
Rohgas
Anbieter Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4
Anlagentyp Selexol PSA PSA DW
400 m 3 /h Rohgas
Investitionen
Personal und Instandhaltung
€ 555.000 835.000 600.000 881.100
Personalkosten €/a 22.000 9.500 3.500 7.700
Betrieb und Instandhaltung €/a (enth.) 15.000 18.000 15.400
UNTERSUMME
Verbrauchskosten
bei 8000 h/a
€/a 22.000 24.500 21.500 23.100
Strom €/a 50.000 81.920 58.880 55.000
Wasser Zapfwasser+Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis.
€/a 276.012
bzw. Verfahren o. Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a 162.180 1.000
Abwassergebühr €/a 5.000
Sonstiges
Betriebskosten ges.
€/a 8.000 enth. 14.631 7.500
bei Zapfwass. in Kanalis.
bei Brunnenw. in Kanal.
€/a 334.012
bzw. Verfahren o. Wasser
€/a 220.180 81.920 73.511 63.500
ohne Abwassergebühr €/a 63.000
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)
Annuität €/a 57.144 85.974 61.778 90.720
GESAMT
Zapfwasser + Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis.
€/a 413.156
bzw. Verfahren ohne Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a 299.324 192.394 156.789 177.320
Abwassergebühr
spezifische Kosten
Zapfwasser+Kanalisation
€/a 142.144
bei 8000 h/a ct/Nm³ 12,9
bei 8000 h/a ct/kWh 2,0
bei 6000 h/a ct/Nm³ 13,7
bei 6000 h/a ct/kWh 2,1
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf
bei 8000 h/a ct/Nm³ 9,4 6,0 4,9 5,5
bei 8000 h/a ct/kWh 1,4 0,9 0,8 0,9
bei 6000 h/a ct/Nm³ 10,2 7,2 5,8 6,7
bei 6000 h/a ct/kWh
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr
1,6 1,1 0,9 1,0
bei 8000 h/a ct/Nm³ 4,4
bei 8000 h/a ct/kWh 0,7
bei 6000 h/a ct/Nm³ 5,3
bei 6000 h/a ct/kWh 0,8

Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Tabelle 6.5: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 600 m 3 /h
und 1500 m 3 /h Rohgas
Anbieter Anbieter 3 Anbieter 4 Anbieter 3 Anbieter 4
Anlagentyp PSA DW PSA DW
600 m 3 /h Rohgas 1500 m 3 /h
Investitionen
Personal und Instandhaltung
€ 760.000 901.100 1.520.000 1.426.100
Personalkosten €/a 3.500 7.700 5.250 9.000
Betrieb und Instandhaltung €/a 22.800 15.800 45.600 26.100
UNTERSUMME
Verbrauchskosten
bei 8000 h/a
€/a 26.300 23.500 50.850 35.100
Strom €/a 88.320 97.280 192.000 230.400
Wasser Zapfwasser+Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis.
€/a
bzw. Verfahren o. Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a 2.000 3.000
Abwassergebühr €/a
Sonstiges
Betriebskosten ges.
€/a 21479 7.500 52.295 9.000
bei Zapfwass. in Kanalis.
bei Brunnenw. in Kanal.
€/a
bzw. Verfahren o. Wasser
€/a 109.799 106.780 244.295 242.400
ohne Abwassergebühr €/a
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)
Annuität €/a 78.252 92.780 156.503 146.835
GESAMT
Zapfwasser + Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis.
€/a
bzw. Verfahren ohne Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a 214.351 223.060 451.648 424.335
Abwassergebühr
spezifische Kosten
Zapfwasser+Kanalisation
€/a
bei 8000 h/a ct/Nm³
bei 8000 h/a ct/kWh
bei 6000 h/a ct/Nm³
bei 6000 h/a ct/kWh
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf
bei 8000 h/a ct/Nm³ 4,5 4,6 3,8 3,5
bei 8000 h/a ct/kWh 0,7 0,7 0,6 0,5
bei 6000 h/a ct/Nm³ 5,2 5,5 4,3 4,0
bei 6000 h/a ct/kWh 0,8 0,8 0,7 0,6
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr
bei 8000 h/a ct/Nm³
bei 8000 h/a ct/kWh
bei 6000 h/a ct/Nm³
bei 6000 h/a ct/kWh
55

56
Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Tabelle 6.6: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 150 m 3 /h,
800 m 3 /h, 1000 m 3 /h, 2500 m 3 /h Rohgas (nur Anbieter 3)
Anbieter Anbieter 3 Anbieter 3 Anbieter 3 Anbieter 3
Anlagentyp PSA PSA PSA PSA
150 m 3 /h 800 m 3 /h 1000 m 3 /h 2500 m 3 /h
Investitionen
Personal und Instandhaltung
€ 454.000 910.000 1.070.000 2.410.000
Personalkosten €/a 1.750 5.250 5.250 5.250
Betrieb und Instandhaltung €/a 13.620 27.300 32.100 72.300
UNTERSUMME
Verbrauchskosten
bei 8000 h/a
€/a 15.370 32.550 37.350 77.550
Strom €/a 24.000 102.400 128.000 320.000
Wasser Zapfwasser+Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis.
€/a
bzw. Verfahren o. Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a
Abwassergebühr €/a
Sonstiges
Betriebskosten ges.
€/a 6.071 28.327 35.175 86.535
bei Zapfwass. in Kanalis.
bei Brunnenw. in Kanal.
€/a
bzw. Verfahren o. Wasser
€/a 30.071 130.727 163.175 406.535
ohne Abwassergebühr €/a
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)
Annuität €/a 46.745 93.696 110.170 248.140
GESAMT
Zapfwasser + Kanalis.
Brunnenwasser + Kanalis.
€/a
bzw. Verfahren ohne Wasser
Brunnenwasser ohne
€/a 92.186 256.973 310.695 732.225
Abwassergebühr
spezifische Kosten
Zapfwasser+Kanalisation
€/a
bei 8000 h/a ct/Nm³
bei 8000 h/a ct/kWh
bei 6000 h/a ct/Nm³
bei 6000 h/a ct/kWh
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf
bei 8000 h/a ct/Nm³ 7,7 4,0 3,9 3,7
bei 8000 h/a ct/kWh 1,2 0,6 0,6 0,6
bei 6000 h/a ct/Nm³ 9,4 4,7 4,5 4,2
bei 6000 h/a ct/kWh
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr
1,5 0,7 0,7 0,6
bei 8000 h/a ct/Nm³
bei 8000 h/a ct/kWh
bei 6000 h/a ct/Nm³
bei 6000 h/a ct/kWh

Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Bei dem Verfahren des Anbieters 1 (Selexol-Verfahren) hängen die spezifischen Kosten
der Aufbereitung sehr stark vom Konzept der Kühlwassernutzung ab. Das höchste Kostenniveau
ist mit einer Verwendung von Leitungswasser (angesetzt: 1,88 €/m 3 , entsprechend
den Bremer Verhältnissen) und der Einleitung des erwärmten Wassers in die Kanalisation
(angesetzt: 2,63 €/m 3 , wie in Bremen üblich) verbunden. Bei 2 bis 8 m 3 /h Kühlwasserbedarf
(100 bis 400 m 3 /h Rohgasverarbeitung) wäre diese Lösung zwar denkbar,
aber aus der Konkurrenzsituation zu anderen Verfahren eher auszuschließen. Wesentlich
geringere Kosten würde die Nutzung eines eigenen Brunnens aufwerfen. Die Abwässer
könnten dann entweder in die Kanalisation geleitet, so dass Abwassergebühren anfallen,
oder nach entsprechender Aufbereitung (Eisen- und Manganentfernung) in Vorfluter eingespeist
werden. Die kostengünstigste Lösung besteht jedoch darin, das Brunnenwasser
nach der Kühlwassernutzung mittels Schluckbrunnen wieder in den Untergrund zu leiten.
Bei dieser Lösung muss eine Oxidation des Wassers vermieden werden, weil sonst Verstopfungsprobleme
aufgrund einer Ausflockung von Eisen- und Mangananteilen im
Schluckbrunnen auftreten. Alternativ zu der letztgenannten Lösung könnte die Wärmeabfuhr
z. B. über Erdspieße erfolgen, wie sie bei erdgekoppelten Wärmepumpenanlagen
verwendet werden. So wird für Anbieter 1, der im Gegensatz zu den übrigen Anbietern
noch keine in der Praxis laufenden Anlagen erstellt hat, hinsichtlich der Kühlwasserkosten
mit einer Bandbreite gerechnet, die nach oben bis zu den Kosten für eigene Brunnen und
eine Einleitung in die Abwasserkanalisation reicht. Falls die Anlage an einer Kläranlage
angesiedelt wäre, kann sicherlich von vornherein auf einen Ansatz von Abwasserkosten
verzichtet werden, so dass die angegebenen niedrigen Kosten für das Kühlwasserhandling
berücksichtigt werden können.
Anbieter 2 (PSA-Verfahren) hatte in der ursprünglichen Version ebenfalls einen offenen
Kühlkreislauf zugrunde gelegt, so dass hier ebenfalls eine große Betriebskostenbandbreite
zu verzeichnen war. Für die Aktualisierung der Untersuchung bat diese Firma darum,
ein geschlossenen Kühlsystem zu berücksichtigen, das zusätzliche Investitionen zwischen
12.400 € (100 m 3 /h) und 25.000 € (400 m 3 /h) erforderlich macht und zu zusätzlichem
Strombedarf führt, aber im Vergleich zu den offenen Kühlkreisläufen relativ geringe
Betriebskosten aufweist.
Die Stromkosten als weiterer wichtiger Betriebskostenfaktor sind auf der Basis von Jahresbetriebszeiten
und durchschnittlichen spezifischen Stromkosten von 8 ct/kWh (relativ
niedrig, da es sich um hohe jährliche Vollbenutzungsstunden und ein günstiges
Leistungs/Arbeit-Verhältnis handelt) eingesetzt worden.
Zur Erfassung der Effekte, die sich bei einer geringen Auslastung der Aufbereitungsanlagen
ergeben, sind in den Tabellen 6-1 bis 6-4 spezifische Aufbereitungskosten für 8.000
h/a und 6.000 h/a ermittelt worden.
57

Kosten an der Einspeisestelle
58
Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
Die ursprüngliche Untersuchung hatte keinerlei Orientierung zu den an der Einspeisungsstelle
anfallenden Kosten geboten. Deshalb hat im Rahmen der Aktualisierung das DBI
Gas- und Umwelttechnik 90 , Fachgebiet Gasnetze/Gasanlagen, einen Unterauftrag zur Erarbeitung
entsprechender Kennzahlen erhalten. Das Ergebnis ist in folgender Tabelle zusammengefasst:
Tabelle 6.7: Kostenorientierung für die Einspeisestelle (gemäß GBI GUT)
Druckregelanlage
geregelter Druck Nm 3 /h 50 100 150 200 400 1500
10 bar -> 5 bar T€ 8 12 13 15 20 35
10 bar -> 1 bar T€ 8 12 13 15 20 35
10 bar -> 0,05 bar T€ 7 10 11 14 18 33
geeichte Mengenmessung (Turbinenradzähler)
Betriebsdruck
5 bar T€ 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 2,5
1 bar T€ 1,8 2,5 2,5 2,5 4,0 6,0
0,05 bar
Rohrleitungen
0,5 km Niederdruckleitung PE (Beispiel)
T€ 6,0 9,0 10,0 15,0 20,0 35,0
Leitungsbau T€ 15
Material T€ 3
Einbindung T€ 1
Gesamt T€ 19
2,5 km Hochdruckleitung (16 bar) Stahl (Beispiel)
Leitungsbau T€ 84
Material T€ 25
Einbindung T€ 1
Gesamt T€ 110
Gasbeschaffenheitsmessungen mit PTB-Zulassung
T€
Gasmischer (Bandbreiten je nach Nennweite)
25
mit festem Mischspalt T€ 0,25-0,9
mit regelbaren Mischspalt
Flüssiggasspeicher
T€ 0,75-2,7
für etwa 50 m 3 T€ 30 1)
Verdichterstation
Verdichtung auf 10 bar 1) T€ 20 25 33
1) lt. Einschätzung des bremer energie instituts
Die tatsächlich anfallenden Kosten werden sehr von den Bedingungen des Einzelfalls
abhängig sein. An den Tabellenwerten orientierend könnte ein relativ günstiger Fall folgendermaßen
aussehen:
90 DBI leitet sich von Deutsches Brennstoff Institut her

Erfassung der Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen
- Verarbeitungskapazität 400 m 3 /h Rohgas
- Einspeisung in Niederdruck
- Gasleitung 0,5 km entfernt
- Flüssiggasspeicher etwa 50 m 3
Dies würde per Saldo zu Investitionen von etwa 115.000 € führen. Die Betriebskosten wären
vernachlässigbar. Anstelle des Flüssiggasspeichers könnte möglicherweise auch ein
Gasmischer für eine Kompatibilität mit den DVGW-Vorschriften sorgen.
Eine Bewertung der Kostensituation der Aufbereitungsanlagen erfolgt im folgenden Kapitel.
59

7. Bewertung der Ergebnisse
60
Bewertung der Ergebnisse
Die Investitionskosten weisen, wie aus Abbildung 7-1 ersichtlich ist, in den jeweiligen Leistungsklassen
eine erhebliche Streuung auf. Dabei wird deutlich, dass die Kostenangaben
von Anbieter 2 ein besonders hohes Niveau erreichen. Dies muss nicht zwangsläufig darauf
hinweisen, dass dieser Anlagentyp aufwändiger konzipiert ist als die übrigen. So
könnte hier z. B. mit hineinspielen, dass die bisherigen Kunden zum überwiegenden Teil
der mittels Gebühren finanzierten Entsorgungsbranche zuzuordnen und daher hinsichtlich
ihrer Investitionen nicht in dem Maße eingeschränkt sind wie sonstige Unternehmen der
freien Wirtschaft.
Investition (€)
2.500.000
2.250.000
2.000.000
1.750.000
1.500.000
1.250.000
1.000.000
750.000
500.000
250.000
0
10 100 1000
Nm
10000
3 50 200 400
/h Rohgas (65% Methan)
2500
Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4
Abbildung 7-1: Vergleich der Investitionskosten; Quelle: eigene Erhebung
Ein Vergleich der hier in Erfahrung gebrachten Investitionskosten mit der schwedischen
Untersuchung (Persson (2003)) ergibt folgendes Bild (siehe Abbildung 7-2):
- die dort von Herstellern übermittelten Angaben liegen im mittleren Bereich des
Spektrums der hier erhobenen Investitionskosten,
- die im Rahmen großer schwedischer Anlagen zustande gekommenen Investitionskosten
liegen deutlich über denen unserer Erhebung.
Hieraus müsste der Schluss gezogen werden, dass zumindest für die großen schwedischen
Anlagen, die in die Kostenbetrachtung einbezogen wurden, der Pilotanlagencharakter
noch eine große Rolle spielte.

Bewertung der Ergebnisse
Investitionskosten (€)
2.500.000
2.250.000
2.000.000
1.750.000
1.500.000
1.250.000
1.000.000
750.000
500.000
250.000
0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600
Nm 3 Anbieter 1
/h Rohgas (65% Methan)
Anbieter 2 Anbieter 3
Anbieter 4
Linear (Schw. Studie Hersteller)
Schw. Studie Betreiber Schw. Studie Hersteller
Abbildung 7-2: Vergleich der Ausschreibungsergebnisse mit den Erkenntnissen
der schwedischen Untersuchung von Persson (2003)
61

spezifischer Invest. (€/MW)
62
1.400.000
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
50 Nm 3 /h
100 Nm 3 /h
200 Nm 3 /h
400 Nm 3 /h
600 Nm 3 /h
Bewertung der Ergebnisse
1000 Nm 3 /h 1500 Nm 3 /h 2500 Nm 3 /h
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
Leistung (MW)
Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4
Abbildung 7-3: Spezifische Investitionskosten (€/MW) in Abhängigkeit von der
Leistung (MW), Gasmengenangaben beziehen sich auf Rohgas
(65% CH4); Quelle: eigene Auswertung
Das niedrigste Investitionskostenniveau bietet Anbieter 1 (Selexol-Verfahren). Dabei fällt
in Abbildung 7-3 auf, dass in diesem Fall in der kleinsten Leistungsklasse entgegen dem
zu erwartenden Trend niedrigere spezifische Investitionskosten als bei einer doppelt so
leistungsstarken Anlage auftreten. Die Ursache hierfür konnte nicht erfasst werden (herabgesetzte
Automatisierung der 50 m 3 /h-Anlage? Höherer Werksanfertigungsteil aufgrund
der kleineren Abmessungen? Marktstrategische Erwägungen?), wobei es in diesem Fall
auch eine Rolle spielen mag, dass es sich um einen neuen Anbieter handelt, der noch
keine Praxisanlage gebaut hat.
Wie der Abbildung 7-4 zu entnehmen ist, liegen die Betriebskosten bei den vier Angeboten
eng beieinander.
Aus der Aufschlüsselung der Betriebskosten lässt sich der jährliche spezifische Strombedarf
pro kWh des aufbereiteten Gases rückschließen. Demnach ergibt sich ein leichter
Rückgang bei den größeren Leistungsklassen:
- in der Anlagenklasse 100 m 3 /h: 0,035 bis 0,05 kWhel/kWh (der untere Wert für die
Druckwechselabsorptionsanlagen) bzw.
- in der Anlagenklasse 400 m 3 /h: 0,032 bis 0,039 kWhel/kWh (der obere Wert für das
Druckwasserverfahren von Anbieter 4).
Der spezifische Strombedarf liegt damit innerhalb des Spektrums, der bei der Analyse der
schwedischen Anlagen festgestellt worden ist (siehe Abschnitt 4.2).

Bewertung der Ergebnisse
Betriebskosten (ct/kWh)
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
50 Nm 3 /h
100 Nm 3 /h
200 Nm 3 /h
400 Nm 3 /h
600 Nm 3 /h
1000 Nm 3 /h 1500 Nm 3 /h 2500 Nm 3 /h
0,0
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
Leistung (MW)
Anbieter 1 Anbieter 1 mit Brunnen Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4
Abbildung 7-4: Spezifische Betriebskosten ohne Kapitalkosten (ct/kWh) in Abhängigkeit
der Leistung (MW), Gasmengenangaben beziehen sich auf
Rohgas (65% CH4) ; Quelle: eigene Auswertung
63

Aufbereitungskosten (ct/kWh)
64
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
Bewertung der Ergebnisse
0,0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600
Nm 3 /h Rohgas (65% Methan)
Anbieter 1 Anbieter 1 mit Brunnen Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4
Abbildung 7-5: Spezifische Aufbereitungskosten in Abhängigkeit von der Rohgasverarbeitungskapazität
der Anlage, 65% Methananteil im Rohgas;
Quelle: eigene Auswertung 91
Bei Betrachtung der in Abbildung 7-5 gezeigten spezifischen Aufbereitungskosten
(ct/kWh) fällt auf, dass die Leistungsklasse und in dem einen Fall die Art der Kühlwasserbedarfsdeckung
die wichtigsten Einflussgrößen darstellen. Kosten von deutlich unter 1
ct/kWh sind erst bei einer Leistungsklasse über 300 m 3 /h sicher erreichbar, bei Anbieter 1
nur, wenn für eine günstige Kühlwasserbedarfsdeckung gesorgt wird. Die konzeptionell
ähnlichen Anlagen (PSA-Verfahren) von Anbieter 2 und Anbieter 3 führen zu recht unterschiedlichen
Aufbereitungskosten. Das Verfahren des Anbieters 4 (Druckwasser-
Verfahren) weist ähnliche Aufbereitungskosten wie die Anlagen des Anbieters 2 (PSA-
Verfahren) auf. Die an der Einspeisestelle entstehenden Kosten sind hier nicht eingerechnet
worden.
Die ermittelten Aufbereitungskosten für einige in Schweden bestehende Anlagen 92 sind in
Abbildung 7-6 ergänzend eingetragen worden. Dabei handelt es sich um theoretische Angaben,
die aus einer Umrechnung auf eine volle Auslastung der Anlagen hervorgegangen
sind. In der Realität leiden viele der schwedischen Anlagen unter einer mangelnden Auslastung.
Dies ist überwiegend darauf zurückzuführen, dass der Treibstoffabsatz an den
Biomethantankstellen hinter den Erwartungen zurück geblieben ist.
91
Bei dem Konzept des Anbieters 1 ergeben sich Bandbreiten in Abhängigkeit von der Art der
Kühlwasserbedarfsdeckung
92
Persson (2003))

Bewertung der Ergebnisse
Die für die schwedischen Anlagen eingetragene gestrichelte Linie befindet sich – abgesehen
von dem Fall hoher Kühlwasserkosten bei Anbieter 1 („Anbieter 1 mit Brunnen“) – am
oberen Rand des Spektrums der hier ermittelten Aufbereitungskosten. Die Frage, ob die
mittlerweile eingetretenen Lerneffekte bereits so weit fortgeschritten sind, dass die im
Rahmen unserer Untersuchung erfassten Herstellerangaben bereits der Realität entsprechen,
lässt sich indes erst beantworten, wenn in Deutschland weitere Anlagen gebaut
worden sind. Der nach dem novellierten EEG erhältliche Innovations-Vergütungszuschlag
von 2 ct/kWhel, der davon abgängig ist, dass die Einspeisung in das Gasnetz mit der Entnahme
eines am Gasnetz angeschlossenen BHKW korrespondiert (siehe Abschnitt 3),
dürfte einen entsprechenden Anreiz bieten.
Aufbereitungskosten (ct/kWh)
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600
Nm 3 /h Rohgas (65% Methan)
Anbieter 1 Anbieter 1 mit Brunnen Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4 Schwed. Studie
Abbildung 7-6: Vergleich der ermittelten spezifische Aufbereitungskosten (Bezug:
65% Methananteil im Rohgas) mit der schwedischen Untersuchung
von Persson (2003); Quelle: eigene Auswertung
Die finanziellen Anreize, die das kürzlich novellierte Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)
bietet, werden der Vergärung nachwachsender Rohstoffe zu einem Aufschwung verhelfen.
Für das auf dieser Grundlage erzeugte Gas ist mit einem auf etwa 55% herabgesetzten
Methananteil zu rechnen. Die auf die Rohgasverarbeitungskapazität der Anlage bezogenen
spezifischen Aufbereitungskosten erhöhen sich, wie aus Abbildung 7-7 ersichtlich,
in entsprechendem Maße.
65

Aufbereitungskosten (ct/kWh)
66
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
Bewertung der Ergebnisse
0,0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600
Nm 3 /h Rohgas (55% Methan)
Anbieter 1 Anbieter 1 mit Brunnen Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4
Abbildung 7-7: Spezifische Aufbereitungskosten in Abhängigkeit von der Rohgasverarbeitungskapazität
der Anlage, 55% Methananteil im Rohgas;
Quelle: eigene Auswertung
Es entspricht auch den in Schweden gesammelten Erkenntnissen, dass die Wahl des
Verfahrens nicht allein von den veranschlagten Kosten abhängt. 93 In diesem Geschäftsbereich
stellen zurzeit noch vorhandene Betriebserfahrungen und Anlagenzuverlässigkeit
wichtige Verkaufsargumente dar.
Es handelt sich nicht um einen voll entwickelten Markt, sondern um eine Phase, in der die
konkurrierenden Konzepte mehr oder weniger das Pilotstadium verlassen haben. Dies
bedeutet auch, dass die in den jeweiligen Konzepten verborgenen Serieneffekte noch
nicht voll ausgeschöpft sind. Hieraus sollte nicht der Schluss gezogen werden, sich besser
erst mit dieser Option zu beschäftigen, wenn die Erfahrungen weiter fortgeschritten
sind. Denn der nach dem EEG vorgesehene Zuschlag für die als innovativ eingestufte
Technologie der Aufbereitung zu Erdgasqualität wird sicherlich nur solange zur Verfügung
stehen, wie die technische Entwicklung als noch nicht abgeschlossen gilt.
93 Persson (2003), S.21ff

Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung
8. Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung
Neben dem oben durchgeführten Vergleich der anlagenspezifischen Aufbereitungskosten
ist zudem von Interesse, die Kostensituation einer Fortleitung des Biogases zu einem
Erdgasgroßverbraucher (nach einer Entfeuchtung und Entschwefelung) der bisher betrachteten
Aufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz gegenüber zu stellen.
Hierfür werden zunächst für die gleiche Leistungsabstufung wie oben für den Bereich bis
400 m 3 /h Rohgas die Erzeugungskosten analysiert. In Anlehnung an eine Broschüre der
Energieagentur NRW: "Biogas: Strom und Wärme aus Gülle" (2002), eine Kostenaufstellung
der BBE Bundesinitiative BioEnergie: "Markt- und Kostenentwicklung der Stromerzeugung
aus Biomasse" (April 2002) und ein Fachbuch TOP agrar Biogas S. 68 ff („Industrielle
Großanlagen: Größe allein ist nicht alles“) wurden die in Tabelle 8-1 dargestellten
Daten exemplarisch eingesetzt. Die Vergütungssituation für eingespeisten Strom hat sich
auf der Basis des kürzlich novellierten EEG erheblich verbessert. Damit hat sich der Spielraum
für den wirtschaftlichen Betrieb von Biogasanlagen erweitert. So lässt sich inzwischen
auch noch ein positives Betriebsergebnis erreichen, wenn Beschaffungskosten für
das Gärgut anfallen. Um diesen Umstand zu berücksichtigen, wurde hier zusätzlich zu der
Darstellung der ursprünglichen Version vom Frühjahr 2003 eine Variation der Rahmenbedingungen
vorgenommen:
a) Beschaffungskosten für Gärgut: 0 €/m 3
b) Beschaffungskosten für Gärgut: 3 €/m 3
Die Effekte anderer Beschaffungskosten würden sich darauf hin per Interpolation einschätzen
lassen.
67

68
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung
Tabelle 8.1: Kosten und Wärmeeigenbedarf von landwirtschaftlichen Groß-
Biogasanlagen; Quellen: s. Angaben im Text und eigene Berechnungen
Großvieheinheiten (GVE) 94 800 1600 2500 3300 6600
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400
kW Brennstoff 300 600 900 1200 2400
Investition € 300.000 590.000 855.000 1.100.000 2.000.000
Kapitalkosten €/a 30.889 60.748 88.033 113.259 205.926
Personal €/a 17.000 30.000 43.000 53.000 70.000
W+R+Vers €/a 10.500 20.650 29.925 38.500 70.000
Beschaffungskosten für Gärgut:
3 €/m 3 39.420 78.840 123.188 162.608 325.215
Jahreskosten €/a
bei Beschaffungskosten für Gärgut
0 €/m 3 58.389 111.398 160.958 204.759 345.926
3 €/m 3 97.809 190.238 284.146 367.367 671.141
Jahreserzeugung (MWh) 2.400 4.800 7.200 9.600 19.200
Erzeugungskosten (ct/kWh)
bei Beschaffungskosten für Gärgut
0 €/m 3 2,4 2,3 2,2 2,1 1,8
3 €/m 3 4,1 4,0 3,9 3,8 3,5
Wärmeeigenbedarf der Biogasanlage
(kW) 80 152 216 272 480
(MWh) 480 912 1.296 1.632 2.880
Annahmen:
hier mit 6 kWh/Nm 3 Biogas gerechnet
für die Kapitalkosten: 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum,
jährliche Betriebszeit 8000 h/a,
Strombedarf der Anlage vernachlässigt
Wärmeleistung anhand von 6000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr
Prozesswärmebedarf 15 bis 20 % der Erzeugung je nach Anlagenleistung
Es wird angenommen, dass ein BHKW für die Prozesswärmebereitstellung an der Biogaserzeugungsanlage
und ein weiteres bei einem externen Nutzer errichtet wird. Die Aufteilung
der erzeugten Energie geht aus Tabelle 8.2 hervor.
94 Die Angabe dient nur zur Orientierung; in der Praxis kommt es kaum noch vor, dass Anlagen
lediglich für den jeweiligen Gülleanfall geplant werden.

Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung
Tabelle 8.2: Kennwerte der berücksichtigten BHKW und Aufteilung des Biogaseinsatzes;
eigene Berechnungen
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400
BHKW 1 an der Biogaserzeugungsanlage zur Deckung des Wärmebedarfs:
elektrische Leistung (kW) 48 101 152 201 373
thermische Leistung (kW) 80 152 216 272 480
Jährlicher Biogasbedarf dafür (MWh/a) 960 1.900 2.757 3.548 6.400
Jährlicher fortleitbarer Rest (MWh/a) 1.440 2.900 4.443 6.052 12.800
externes BHKW 2 (über Biogasleitung angebunden)
Brennstoffleistung (kW) 288 580 889 1.210 2.560
elektrische Leistung (kW) 86 186 293 412 896
thermische Leistung (kW) 144 278 418 557 1.152
Stromerzeugung gesamt (MWh/a) 720 1.536 2.376 3.264 6.720
extern nutzbare Wärme (MWh/a) 720 1.392 2.088 2.784 5.760
Die Kosten der beiden BHKW sind in der Tabelle 8.3 auf der nachfolgenden Seite zusammengestellt.
Für die stromseitigen Erlöse der beiden BHKW sind jeweils die nach dem EEG erhältlichen
Vergütungssätze berücksichtigt. Erlöse für die Wärmeerzeugung wurden nur für das
externe BHKW eingerechnet, da das anlageninterne lediglich Prozesswärme für die Biogasanlage
erzeugt.
Für die Investition in die Gasleitung, die der Fortleitung des Biogases dient, sind unter der
Annahme, es handele sich um ländlich geprägte Gebiete, 50 €/m angesetzt worden. Dieser
Wert dürfte für Gebiete, die keinen schwierigen Untergrund aufweisen und in denen
geringe Probleme mit kreuzenden Fremdleitungen, aufwändigen Oberflächenmaßnahmen
und Straßendurchstößen bestehen, eher hoch gegriffen sein. Der Wert kann aber auch
lokal bei weitem überschritten werden. Zur Orientierung mag dienen, dass die Leitungskosten
für das Niederdruckgasnetz der EWE AG, Oldenburg, durchschnittlich bei 31 €/m
liegen. Es wird davon ausgegangen, dass die Kosten für das erforderliche Gebläse sowie
die Wartungs- und Reparaturkosten gegenüber den Kapitalkosten (6% Zinsen und 15
Jahre Abschreibungszeitraum) vernachlässigbar gering sind.
69

70
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung
Tabelle 8.3: Kosten der beiden berücksichtigten BHKW; Quelle: eigene Berechnungen
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400
Kosten BHKW 1
Investition spezifisch (€/kWel) 1.400 1.200 1.000 950 900
Absolut (€) 67.200 121.600 151.660 190.991 336.000
Kapitalkosten (€/a) 6.919 12.520 15.615 19.665 34.595
Fixe Kosten (€/a) 768 1.520 2.123 2.614 4.480
Personalkosten (€/a) 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000
variable Kosten (€/a) 5.760 10.336 13.649 15.681 24.640
Jahreskosten (€/a) 23.447 34.376 41.388 47.960 73.715
Erlös stromseitig (€/a) 50.400 106.400 159.243 211.096 377.184
Kosten BHKW 2
Investition spezifisch (€/kWel) 1.350 1.000 950 880 800
Absolut (€) 116.640 185.600 278.548 362.162 716.800
Kapitalkosten (€/a) 12.010 19.110 28.680 37.289 73.804
Fixe Kosten (€/a) 1.296 2.598 3.812 4.939 8.960
Personalkosten (€/a) 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000
variable Kosten (€/a) 7.776 13.920 19.059 22.635 44.800
Jahreskosten (€/a) 31.082 45.628 61.550 74.863 137.564
Erlös stromseitig o. KWK-Zuschl. (€/a) 75.600 162.400 254.125 348.205 732.344
Erlös stromseit. mit KWK-Zuschl. (€/a) 84.240 180.960 283.446 389.359 819.944
Erlös wärmeseitig (€/a) a) 2,0 ct/kWh 14.400 27.840 41.760 55.680 115.200
b) 2,5 ct/kWh 18.000 34.800 52.200 69.600 144.000
Die Kostenangaben beruhen auf eigenen Erfahrungen des bremer energie instituts.

Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung
Tabelle 8.4: Berücksichtigte Kosten für die Fortleitung von Biogas in eigenständigen
Leitungen; Quelle: eigene Berechnungen
Fortleitung
des Biogases zu einem externen BHKW 2
Investition
€
Kapitalk.
€/a
Sonst. K
€/a
Jahresk.
€/a
Entfernung 0,5 km 25.000 2.574 375 2.949
1 km 50.000 5.148 750 5.898
2 km 100.000 10.296 1.500 11.796
3 km 150.000 15.444 2.250 17.694
4 km 200.000 20.593 3.000 23.593
5 km 250.000 25.741 3.750 29.491
10 km 500.000 51.481 7.500 58.981
Nach Addition der Strom- sowie der Wärmeerlöse und Subtraktion der im Rahmen der
Biogasanlage, der BHKW und der Biogasleitung entstehenden Kosten ergeben sich die in
Tabelle 8.5 und Tabelle 8.6 gezeigten positiven bzw. negativen Betriebsergebnisse.
Tabelle 8.5: Betriebsergebnisse der Gesamtanlage auf der Basis, dass keine Gärgutkosten
anfallen, inklusive einer Fortleitung des Biogases in Abgängigkeit
von Transportentfernungen und Höhe des Wärmeerlöses;
Quelle: eigene Berechnungen
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400
Betriebsergebnis bei Wärmeerlös 2 ct/kWh
Entfernung BHKW 2 0,5 km 33.173 120.848 217.603 325.604 752.174
Betriebsergebnis bei Wärmeerlös 2,5 ct/kWh
1 km 30.224 117.899 214.654 322.655 749.225
2 km 24.326 112.001 208.756 316.757 743.327
3 km 18.428 106.103 202.857 310.859 737.429
4 km 12.530 100.205 196.959 304.961 731.531
5 km 6.632 94.307 191.061 299.062 725.633
10 km -22.859 64.816 161.570 269.572 696.142
Entfernung BHKW 2 0,5 km 36.773 127.808 228.043 339.524 780.974
Annahme: volle KWK-Zuschläge für BHKW 2
1 km 33.824 124.859 225.094 336.575 778.025
2 km 27.926 118.961 219.196 330.677 772.127
3 km 22.028 113.063 213.297 324.779 766.229
4 km 16.130 107.165 207.399 318.881 760.331
5 km 10.232 101.267 201.501 312.982 754.433
10 km -19.259 71.776 172.010 283.492 724.942
71

72
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung
Tabelle 8.6: Betriebsergebnisse der Gesamtanlage auf der Basis, dass Gärgutkosten
von 3 €/m 3 anfallen, inklusive einer Fortleitung des Biogases in Abgängigkeit
von Transportentfernungen und Höhe des Wärmeerlöses;
Quelle: eigene Berechnungen
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400
Betriebsergebnis bei Wärmeerlös 2 ct/kWh
Entfernung BHKW 2 0,5 km -6.247 42.008 94.415 162.996 426.959
Betriebsergebnis bei Wärmeerlös 2,5 ct/kWh
1 km 39.059 91.466 160.047 424.010
2 km 33.161 85.568 154.149 418.112
3 km 27.263 79.670 148.251 412.214
4 km 73.772 142.353 406.316
5 km 67.874 400.418
10 km 38.383 370.927
Entfernung BHKW 2 0,5 km -2.647 48.968 104.855 176.916 455.759
Annahme: volle KWK-Zuschläge für BHKW 2
1 km 46.019 101.906 173.967 452.810
2 km 40.121 96.008 168.069 446.912
3 km 34.223 90.110 162.171 441.014
4 km 28.325 84.212 156.273 435.116
5 km 22.427 78.314 150.375 429.218
10 km 48.823 120.884 399.727
Es zeigt sich, dass unter den getroffenen Annahmen die Fortleitung bei Erzeugungskapazitäten
bereits ab 50 m 3 /h, falls keine Gärgutkosten anfallen, und ab einer Biogaserzeugung
von 100 m 3 /h, falls Gärgutkosten von 3 €/m 3 anfallen, wirtschaftlich sein kann. Die
tolerierbaren Transportentfernungen können unter den günstigsten Umständen bereits bei
Anlagen ab einer Erzeugungskapazität von 100 m 3 /h über 10 km betragen. Hohe Kosten
für Gärgut, niedrigere Wärmeerlöse, reduzierte KWK-Zuschläge und vor allem höhere
spezifische Gasleitungskosten würden die wirtschaftlich tolerierbare Entfernung des Biogasnutzers
aber einengen. In diesem Rahmen lässt sich nur eine begrenzte Orientierung
bieten. Im konkreten Einzelfall sollte ein Vergleich zwischen den Varianten
a) Stromeinspeisung am Biogasanlagenstandort verbunden mit einer eingeengten
Wärmenutzung
b) Fortleitung des Biogases mittels eigener Leitung zwecks vollständiger Ausnutzung
des KWK-Potenzials (voller KWK-Zuschlag lt. EEG + Wärmegutschrift)

Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung
c) Aufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz und Ausspeisung an einem externen
BHKW (Innovationszuschlag und evtl. voller KWK-Zuschlag lt. EEG + Wärmegutschrift)
d) Aufbereitung und Verwendung an Erdgastankstellen
vorgenommen werden. Für die Variante c) ist zu bedenken, dass Kosten für die Einspeisestelle
sowie für die Zuleitung zur Einspeisestelle und Kosten für die Benutzung des
Erdgasnetzes anfallen. Wie bereits in Abschnitt 3.1 genannt, mangelt es derzeit an
Orientierung, welche Kosten für die Netznutzung zu veranschlagen sind.
73

9. Zusammenfassung
74
Zusammenfassung
Im Rahmen dieser Untersuchung sind zunächst Recherchen zu den aktuellen und den in
der Vergangenheit durchgeführten Aktivitäten zur Aufbereitung von Biogas zu Erdgasqualität
angestellt worden. Dabei konnten Erfahrungen aus Schweden, den Niederlanden,
Dänemark, der Schweiz und Deutschland einbezogen werden. Zudem sind von vornherein
die Kriterien erfasst worden, die zu erfüllen sind, um aufbereitetes Biogas in Erdgasnetze
einzuspeisen oder zu vermarktungsfähigem Kraftstoff aufzubereiten. Da die Standardanforderungen
für eine Einspeisung in das Erdgasnetz sowie für eine Nutzung als
Kraftstoff sehr ähnlich sind, ließen sich beide Aufbereitungslinien in einem Zuge abhandeln.
Zentrale Schritte dieser Aufbereitung liegen jeweils in einer Entschwefelung des
Biogases und einer weitgehenden Abtrennung des Kohlendioxidanteiles.
Während das Hauptaugenmerk der Untersuchung zunächst auf die verfahrenstechnischen
Hintergründe gelegt wurde, stand im weiteren Fortgang vor allem die Erfassung der
Kostensituation im Vordergrund. Dabei zeigte sich sehr bald, dass die Zahl der Hersteller
und Entwickler sehr begrenzt ist und dass diese die Fragen zu den verfahrenstechnischen
Details mit einiger Zurückhaltung beantworten.
Zur Ermittlung der Kosten wurden die Hersteller um Orientierungsangebote gebeten, die
auch Angaben zu den zu erwartenden Betriebskosten beinhalten sollten. Um zu einer
vergleichbaren Basis zu kommen, wurden von Seiten des bremer energie instituts vorab
dezidierte Vorgaben zu den zu berücksichtigenden Rahmenbedingungen gemacht.
Recht intensive Aktivitäten sind vor allem in der Schweiz und in Schweden zu beobachten.
Dabei liegt der Akzent in Schweden insbesondere auf der Herstellung von Treibstoff.
In Deutschland befindet sich aktuell keine Anlage mehr in Betrieb. Noch vor einem Jahr
verzeichnete Aktivitäten sind beendet oder nach einem Vorlauf gar nicht mehr zustande
gekommen. Dies hängt nicht mit mangelnder Funktionstüchtigkeit bzw. Unwirtschaftlichkeit
der Anlagen zusammen, sondern es waren jeweils andere Gründe hierfür verantwortlich.
Die zusammenfassende Feststellung lautet, dass zurzeit vier verschiedene Grundkonzepte
am Markt verfügbar sind, für die hinsichtlich einer effektiven Kohlendioxidabtrennung
von hinreichenden Erfahrungen ausgegangen werden kann:
- die Druckwasserwäsche (entsprechend dem Angebot des Anbieters 4)
- die Druckwechselabsorption an Kohlenstoffmolekularsieben (entsprechend den
Angeboten der Anbieter 2 und 3)
- die chemische Absorption mit Hilfe eines Monoäthanolaminbades (MEA, entsprechend
den in der Schweiz realisierten Anlagen) sowie
- die ähnlich wie die Druckwasserwäsche arbeitende physikalische Absorption mit
Hilfe von Selexol.

Zusammenfassung
Nach den Angeboten zu urteilen, bietet das novellierte EEG eine Basis dafür, dass sich
die Einspeisung von Biogas in das öffentliche Gasversorgungsnetz bei großen Erzeugungskapazitäten
lohnen könnte. Das EEG kommt in diesem Fall zum Zuge, wenn korrespondierend
zur Einspeisung ein externes am Gasnetz angeschlossenes BHKW betrieben
wird. Als weitgehend unbekannt muss aber die dabei anfallende Netznutzungsgebühr
betrachtet werden, weil die noch existierende Verbändevereinbarung Gas II für diese Fälle
keine hinreichende Orientierung bietet und das Berechnungsmodell der zukünftigen
Regulierungsbehörde sogar in den Grundzügen noch unklar ist.
Auch die inzwischen beachtlichen schwedischen Erfahrungen ermuntern dazu, der Aufbereitung
von Biogas zu Erdgasqualität mehr Aufmerksamkeit zu schenken. Das gilt insbesondere
für Fälle, in denen die stündliche Biogasproduktion 200 m 3 überschreitet. Ab 400
Nm 3 /h Rohgas sind Aufbereitungskosten von unter 1 ct/kWh und ab 800 Nm 3 /h um 0,5
ct/kWh vorstellbar.
Es bietet sich an, im Einzelfall nach evtl. noch günstigeren Nutzungsalternativen für evtl.
nur schwach aufbereitetes Gas (Entschwefelung, Trocknung) Ausschau zu halten, die zu
einer maximalen Ausnutzung der mit Hilfe des EEG erzielbaren Erlöse führen würde. Unter
wirtschaftlichen Kriterien käme beispielsweise die Beheizung anderer Betriebsteile oder
eine Fortleitung des lediglich entschwefelten Biogases zur Versorgung eines externen
Wärmegroßverbrauchers, der auf der Basis eines BHKW die Einspeisevergütung für
Strom aus regenerativen Quellen ausnutzen kann, in Betracht.
Das hohe Kostenniveau der Aufbereitungsanlagen ist wohl auch darauf zurückzuführen,
dass sich gegenwärtig aufgrund der geringen Zahl realisierter Anlagen (die oft mit öffentlichen
Mitteln gefördert worden sind) keine echten Marktverhältnisse herausgebildet haben
und das noch nicht in dem Maße Einsparungseffekte durch Serienfertigung entwickeln
konnten. Für große Verarbeitungskapazitäten dürften die aktuell zu verzeichnenden Aufbereitungskosten
kein wirtschaftliches Hemmnis mehr darstellen. Auch für Bereiche, in
denen die Gaserzeugung nur zum Teil oder überhaupt nicht der Energieerzeugung angelastet
werden muss (z. B. bei der Abwasser- oder Abfallbehandlung), könnte sich auf der
Basis der vorgelegten Angebote eine interessante Option ergeben.
Mit Blick auf die geringfügig abweichenden Vorschriften der anderen betrachteten Länder
bezüglich der erforderlichen Gasqualität, würde eventuell für die Bundesrepublik ein gewisser
Spielraum bestehen, einen etwas höheren Kohlendioxidanteil für eine Einspeisung
in das Erdgasnetz zu tolerieren. Dabei geht es in erster Linie darum, die Reserven, die
sich aufgrund einer Durchmischung in den Erdgasleitungen ergeben, stärker zu berücksichtigen.
75

Quellen
76
Quellen
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Reher (2003)
Reher, Sven: „Kraftstoffe aus Biogas – Technik, Qualität. Praxisbeispiele“, Vortrag im
Rahmen des FNR-Workshops „Aufbereitung von Biogas“ am 17.6.2003 in Braunschweig
Schulte-Schulze Berndt (2003)
Schulte-Schulze Berndt, Alfons: Gasaufbereitung mittels Druckwechseladsorption“, Vortrag
im Rahmen des FNR-Workshops „Aufbereitung von Biogas“ am 17.6.2003 in Braunschweig
Schweigkofler (2002)
Schweigkofler, M; Niessner, R.: Optimierung des Deponiebetriebes unter besonderer Berücksichtigung
des siliziumhaltigen Gas-/Partikelanteils im Deponiegas, Institut für Wasserchemie
und chemische Balneologie an der TU München, Kurzbericht über das Bay-
FORREST-Forschungsvorhaben F162, München 2002
SGC (2001)
Swedish Gas Center (SGC) u. a.: Adding gas from biomass to the gas grid, published extended
summary, EU-Projekt, Report SGC 118, ISSN 1102-7371, ISRN SGC-R-118-SE
Staiß (2003)
Staiß, Frithjof: Jahrbuch Erneuerbare Energien, Radebeul 2003
Stricker, Matthias: Einspeisung von Biogas aus der Sicht eines Erdgasnetzbetreibers. In:
Gülzower Fachgespräche, Band 21: Workshop „Aufbereitung von Biogas“ 17./18. Juni
2003, Hrsg. Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe
Tagesspiegel (2001)

Quellen
Köpke, Ralf: Strom und Wärme aus nachfließenden Rohstoffen – Diskussion um Gaseinspeisung
ins Netz. In: Der Tagesspiegel vom 11. Juli 2001, S. 28
Tentscher (2001a)
Tentscher, Wolfgang: Der grüne Teil des fossilen Gasrechts – unverzichtbar und erneuerbar.
Beantwortung der Fragen zur Erneuerbaren Energie in der Sachverständigen-
Anhörung zum Gesetzentwurf der Bundesregierung (Entwurf eines ersten Gesetzes zur
Änderung des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechtes) am 24.09.2001
in Berlin
Tentscher (2001b)
Tentscher, Wolfgang: Mikro-Power vom Bauernhof. Grünes Gas statt Gelber Strom. In:
energie pflanzen, Heft IV 2001
Tentscher (2001c)
Tentscher, Wolfgang: Biogas im Energiemix, Brennstoff für virtuelle Kraftwerke, in: Medenbach
M. C. (Hrsg.): Erneuerbare Energie in der Land(wirt)schaft 2001, Zeven S. 34-53
Tentscher (2002a)
Tentscher, Wolfgang: Biogas in the internal market of gas. Compensation for Biogas injected
into the Gas Grid. New Possibilities, Vortrag, European Conference and Technology
Exhibition on Biomass for Energy, Industry and Climate Protection, Amsterdam,
21.6.2002.
Tentscher (2002b)
Tentscher, Wolfgang: Was brauchen wir zur Reinigung/Aufbereitung von Biogas zu Erdgasqualität?
Vortrag auf der 11. Jahrestagung des Fachverbandes Biogas e.V. vom 29.-
31. Januar 2002 in Borken
Tentscher (2002c)
Tentscher, Wolfgang: Vergütete Biogaseinspeisung ins öffentliche Erdgasnetz. Vortrag
auf dem 5. Glücksburger Biomasse-Forum am 11./12. März 2003 in Glücksburg
Tentscher (2003)
Tentscher, Wolfgang: Gasaufbereitung mittels nasser Gaswäsche in Schweden“, Vortrag
im Rahmen des FNR-Workshops „Aufbereitung von Biogas“ in Braunschweig am 17.6.03
UmweltMagazin (2002)
Interview mit Dipl.-Ing. Peter Schrum (Unternehmen 3 Biotech Energy AG): Biogas im
Erdgasnetz. In: UmweltMagazin September 2002
VV Erdgas II (2002)
79

80
Quellen
Verbändevereinbarung zum Netzzugang bei Erdgas (VV Erdgas II) zwischen den Verbänden
BDI (Berlin), VIK (Essen), BGW (Berlin) und VKU (Köln) vom 3. Mai 2002
Weber (1998a)
Weber, Jean-Claude und Zeller, Urs: Kompogas im Erdgasnetz – Neue Wege zur Erschließung
des Treibstoffmarktes. In: Gas, Heft 4/1998
Weber (1998b)
Weber, Jean-Claude: Biogaseinspeisung ins öffentliche Erdgasnetz am Beispiel der Kompogaseinspeisung
Samstagern, in: gwa, Heft 2/98, Zürich 1998
Weiland (2003)
Weiland, Peter: Notwendigkeit der Biogasaufbereitung, Ansprüche einzelner Nutzungsrouten
und Stand der Technik, Vortrag im Rahmen des FNR-Workshops „Aufbereitung
von Biogas“ am 17.6.2003 in Braunschweig
Wellinger (1991)
Wellinger, Artur (Hrsg.): Biogas Handbuch. Grundlagen – Planung – Betrieb landwirtschaftlicher
Biogasanlagen. Zürich 1991
Wellinger (1998)
Wellinger, A.; Lindberg, A.: Biogas upgrading and utilization, IEA Bioenergy Task 24: Energy
from biological conversion of organic waste.
Wietschel (2002)
Wietschel, Jens: Regenerative Energieträger. Der Beitrag und die Förderung regenerativer
Energieträger im Rahmen einer nachhaltigen Energieversorgung. Landsberg 2002
ZNER (2000)
Entwurf: Erstes Gesetz zur Änderung des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechtes.
Heft 3, Dezember 2000, S. 224 ff.

Anhang I
Anhang I
Kenndaten und Richtwerte für die Gasbeschaffenheit von methanreichen Gasen nach
[DVGW (2000)]
Brenntechnische Kenndaten
Bezeichnung Einheit Gruppe L Gruppe H
Wobbe-Index (Ws,n)
Gesamtbereich kWh/m³ 10,5 bis 13,0 12,8 bis 15,7
Nennwert kWh/m³
MJ/m³
Schwankungsbereich im
örtlichen Versorgungsgebiet
Brennwert (Hs,n) kWh/m³
MJ/m³
MJ/m³ 37,8 bis 46,8 46,1 bis 56,5
12,4
44,6
15,0
54,0
kWh/m³ + 0,6 + 0,7
- 1,4 - 1,4
8,4 bis 13,1
30,2 bis 47,2
Relative Dichte 0,55 bis 0,75
Anschlussdruck Gesamtbereich
Nennwert
(pn = 1013,25 hPa, Tn = 273,15 K)
mbar
mbar
Gasbegleitstoffe Richtwerte maximal
Kohlenwasserstoff: Kondensationspunkt °C Bodentemperatur
Wasser: Taupunkt °C Bodentemperatur
Nebel, Staub, Flüssigkeit technisch frei
Sauerstoff-Volumenanteil
in trockenen Verteilungsnetzen
in feuchten Verteilungsnetzen
Gesamtschwefel
Jahresmittelwert (ohne Odoriermittel)
kurzzeitig
Mercaptanschwefel
kurzzeitig
Schwefelwasserstoff
in Ausnahmefällen kurzzeitig
95 Dieser Wert gilt ab 01.10.2001
%
%
mg/m³
mg/m³
mg/m³
mg/m³
mg/m³
mg/m³
18 bis 24
20
}
3
0,5
30 95
150
6
16
5
10
beim
jeweiligen
Leitungsdruck
81

Anhang II
Angebot des Anbieters 1
82
Anhang II

Anhang II
Angebot des Anbieters 2
83

84
Anhang II

Anhang II
85

86
Anhang II
Angaben des Anbieters 3 vom 26.8.2004, die mit als Grundlage herangezogen worden
sind
Richtpreise für Biogasaufbereitungsanlagen
Spezifische Kosten der Biogasaufbereitung

Anhang II
Angaben des Anbieters 4
Durchsatz Rohgas
(Nm³/h) 50 100 150 200 400 600 1500
Anlagentyp
Investitionen
DW DW DW DW DW DW DW
Angebotspreis € 460.000 580.000 745.000 760.000 1.250.000
Container/bauliche
nicht
nicht nicht
Hülle €
enth.
enth. enth.
Aufstellung vor Ort € enth. enth. enth.
Inbetriebnahme € 17400 40.900 51.100 51.100 61.100
Übergabestation in
nicht
nicht nicht
das Erdgasnetz €
enth.
enth. enth.
SUMME Invest € 0 477.400 0 620.900 796.100 811.100 1.311.100
Betriebskosten
Personal und Instandhaltung
Personalkosten €/a 6800 7.300 7.700 7.700 9.000
Betrieb und Instandhaltung
€/a 11200 11.700 14.900 15.200 25.000
SUMME €/a 0 18.000 0 19.000 22.600 22.900 34.000
Dies ist die ursprüngliche Aufstellung des Anbieters 4. Die in Kapitel 6 enthaltenen Aufstellungen
sind mit Einbeziehung von Kosten für Container und Biofilter.
87

Anhang III
88
Institution Adresse Ansprechpartner Bemerkungen
Verbände/Vereine Biogas
Bundesverband Biogene Kraftstoffe
e.V.
Arnswaldtstraße 18
30159 Hannover
Danish Gas Technology Centre Dr. Neergaards Vej 5B
DK- 2970 Hörsholm
Denmark
Fachverband Biogas e.V. Angerbrunnenstraße 12
85356 Freising
Naturgas Midt Nord
Svenskt Gastekniskt Center AB
(Swedish Gas Centre)
Vognmagervej 14
DK-8800 Viborg,
Denmark
Nobelvägen 66
21215 Malmö
The Danish Energy Authority Amaliegade 44
DK-1256 Copenhagen
Denmark
0511 / 2352003
info@biokraftstoffe.org
Dr. G. Friedrichs
Tel.: 0171 / 9368262
ghjcce@aol.com
Jan K. Jensen
jkj@dgc.dk
Jan de Witt
jdw@dgc.dk
Tel.: 08161 / 984660
info@biogas.org
Anker B. Jensen
johan.rietz@sgc.se (Leiter)
Owe Jönsson
owe.jonsson@sgc.se
0046-40 24 43 12
0045 33926700
ens@ens.dk
Mr. Soeren Tafdrup
Mr. Henrik Flyver
Anhang III
DGC hat Untersuchungen über Biogasaufbereitung zur
Einspeisung ins Gasnetz durchgeführt, keine konkreten
Projekte zurzeit.
Vorsitzender der AG Biogaseinspeisung des FV Biogas
ist W. Tentscher
SGC hat eine große Biogasaufbereitungsanlage mit Einspeisung
in Betrieb genommen, 2 weitere in Planung
Marktpreise für aufbereitetes Gas: 0,7 €/m 3
Aufbereitungskosten: 10 bis 40 Cent/m 3
Größenordnung nach Ansicht J. ausschlaggebend,
Schätzung: Aufbereitungskosten < 20 €/m 3 erreichbar in
Anlagen mit Rohgas–Kapazität von 300-500 m 3 /h (2-4
MW)
Nachfrage per E-Mail am 27.02.2003

Anhang III
Verbände/Vereine Abwasser
Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft,
Abwasser und Abfall
e.V.
ATV-DVWK
DVGW- Hauptgeschäftsführung
Bereich Gasverwendung
Theodor-Heuss-Allee 17
53773 Hennef
Josef-Wirmer-Str.1-3
53123 Bonn
Matthias Böhm
Tel.: 02242 / 872 132
boehm@atv.de
Uwe Klaas
Tel.: 0228 / 9188-0
klaas@dvgw.de
(Dr. G. Friedrichs, s. o.)
Emscher-Genossenschaft Essen Hr. Rossol
Abt. Abwasser
Tel.: 0201 /104 – 2480
Niersverband Am Niersverband 10
41747 Viersen
Hr. Reichert
02162/3704-310
Niersverband@megabit.net
Herr Tschöpe
02162-3704-325
Ruhr-Verband, Essen Hr. Rehmer
Hauptabteilung Abwasser Abteilung
A1 / Arnsberg
Tel.: 02931 / 55 10
Wupper-Verband Untere Lichtenplatzer
Straße 100
42289 Wuppertal
bk@wupperverband.de
Karl Böcker
0202/583-0
Machbarkeitsstudie für Projekt zur Biogaseinspeisung
liegt vor,
14.4.03: In der 16. KW wurde beschlossen, das Projekt
zu realisieren. R. hält uns auf dem Laufenden.
Niersverband hat von 1981 bis 1996 Biogasanlage mit
Einspeisung betrieben. Unterlagen liegen vor
Einspeisung ins Erdgasnetz nach Einschätzung von R.
zu teuer
Nach Einschätzung von B. ist Biogas-Verstromung im
BHKW die wirtschaftlichste Nutzungsmöglichkeit
89

Energieversorgungsunternehmen
envia Mitteldeutsche Energie AG Chemnitztalstraße 13
09114 Chemnitz
Erdgas Südbayern Ungsteiner Straße 31
81539 München
Erdgas Zürich Beatenplatz 2
Postfach
8023 Zürich
Schleswag Kieler Straße 19
24768 Rendsburg
Stadtwerke Emden GmbH Martin-Faber-Straße 11
26725 Emden
90
Karl-Heinz Dittrich
Tel: 0371 / 482 – 0
Hr. Sixt
Tel.: 089 / 68003 - 448
Marlis Düring
012162509
energie@erdgaszuerich.ch
Hr. Gieseke
Tel.: 04331 / 18 - 2592
Rudolf Klug
r.klug@Stadtwerke-Emden.de
04921 / 83-211
Stadtwerke Hannover Hannover Hr. Wöhler
Tel.: 0511 / 430 – 1939
Stadtwerke Linköping P.O. Box 1500
SE-58115 Linköping
Sydgas AB
205 09 Malmö
Sweden
Bertil Carlson
0046 – 13 - 208104
Bertil.Carlson@tekniskaverken.se
Staffan Ivarsson
+46 40 244713
staffan.ivarsson@sydkraft.se
Anhang III
Zurzeit Verhandlungen bzgl. Realisierung einer Biogas-
Einspeisung, Realisierung noch unsicher, NF in der 16.
KW (Tel. am 31.1.2003)
Diverse Projekte zu Biogasaufbereitung (Kompogas)
realisiert
Schleswag betreibt keine Anlagen zur Biogaseinspeisung
(Tel. am 31.1.2003)
Holz-HKW, Fertigstellung bis Ende 2004, Finanzierung
maßgeblich durch E.ON + EWE, Wärme-Einspeisung in
das vorhandene FW-Netz
Biogaseinspeisung ist für Stadtwerke Hannover noch
kein Thema (Tel. am 3.2.2003)
31.3.2003: Stw. nutzen das aufbereitete Gas nur als
Fahrzeugtreibstoff, einzuhaltender Standard SS
155438: 97% +/- 1-2% CH4, Kosten für aufbereitetes
Biogas: 22 Cent/Nm 3

Anhang III
Hersteller/Ingenieurbüros
Biopract GmbH Rudower Chaussee 29
12489 Berlin
BTA Biotechnische Abfallverwertung
GmbH & Co. KG
Rottmannstraße 18
80333 München
CarboTech Anlagenbau GmbH Am Technologiepark 1
45307 Essen
Cirmac International Gastreatment
Technology
Laan van Westenenk 501
NL - 7334 DT Apeldoorn
DGE Umweltschutz Verfahrens- Hufelandstr. 33
technik Anlagenbau
06886 Wittenberg
Eco Naturgas Handels GmbH Karl-Stieler-Straße 3
12167 Berlin
May-Eyth-Allee 22
14469 Potsdam
e+k energie und konzept Max-Brauer-Allee 186
22765 Hamburg
Energy 21–
Aktionsgemeinschaft Regenerative
Energie e. V.
Klessingweg 17
80 997 München
ENTEC Environment Technology Schilfweg 1
A-6972 Fussach
Österreich
Dr.-Ing.: Matthias Gerhardt
030-6392-6106
gerhardt@biopract.de
Gerd Mulert
089/52046-716
g.mulert@bta-technologie.de
Volker Eichenlaub
0201-1721635
Volker.Eichenlaub@carbotech.de
R. Hageman
Tel: 0031 / 555340110
info@cirmac.com
Dr. Lothar Günther
Tel. 03491/661841
Dr. Wolfgang Tentscher
Tel.: 030 / 79780447
0175 / 5945106
WTentscher@aol.com
Joachim Kohrt
Tel. 040/43254707
energie.konzept@t-online.de
Thomas Schmalschläger
Tel.: 089 / 189 21 792
tschmalschlaeger@energy-21.de
Tobias Blasé
0172 / 8166075
tblase@energy-21.de
0043-5578-7946
entec@biogas.at
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung
Bisher noch keine konkrete Projektumsetzung oder Planung
Hersteller von Anlagen zur Methan Erzeugung bzw. Deponiegasreinigung
(ab 200 Nm 3 /h) Kooperation mit farmatic
biotech energy AG
Angebotsanfrage am 18.03.2003
Fragebogen zurückgeschickt am 16.4.03
Vertrieb von Anlagen der Firma Flotech
B. hat Diplomarbeit zur Einspeisung von Biogas in das
Erdgasnetz der Stadtwerke München erstellt
20.3.03: Energy 21 kann Biogasanlage einschließlich
Einspeisung projektieren
Angebots-Anfrage 18.03.2003
Angebotsanfrage 18.03.2003
91

Farmatic Biotech Energy AG Kolberger Straße 13
24589 Nortorf
Flotech Limited Sweden Box 7018
S-1747 Sundbyberg
92
Schweden
G.A.S Energietechnologie GmbH Hessenstraße 57
47809 Krefeld
Haase Energietechnik GmbH Gadelandstraße 172
22531 Neumünster
Hermann Sewerin GmbH Robert-Bosch-Straße 3
33334 Gütersloh
IMS-Ingenieure Meschke und
Schuster
Grafinger Straße 26
81671 München
ISKA GmbH Am Erlengraben 5
76725 Ettlingen
Kompetenzzentrum Bioenergie
e.V.
Eyrather Weg 20
04249 Leipzig-
Knautnaundorf
Herr Quade
Tel: 04392 / 9177-131
Dr. Zellmann
(Leiter Abt. F&E)
Tel.: 04392 / 9177-152
Rudi Ehlers
(PL Albersdorf und Schleswig)
Tel.: 04392 / 9177 – 203
ehlers@farmatic.com
Hr. Morgan Jansson
Volker Horstmann
v.horstmann@g-a-s-energy.com
02151-5255-275
info@haase-energietechnik.de
04321 / 878 -0
Dr. Swen Sewerin
Tel: 05241 / 934-103
Swen.Severin@severin.com
Dr.-Ing. Rainer Schuster
089-450 886-46
r.schuster@eng-ms.de
Martin Schmied
M.Schmied@ISKA-GmbH.de
07243 / 506 425
Hr. Andreas Kretschmer
0341 / 4203562
Anhang III
Albersdorf: Versuchanlage zur Biogas-Aufbereitung,
50m 3 /Std., Projektabschluss Ende 2003
Schleswig: Biogasaufbereitung + Einspeisung, 400
m 3 /Std., Inbetriebnahme Herbst 2004
Angebots-Anfrage 18.03.2003
Angebotsdaten von W. Tentscher
H. hält Biogas-Verstromung im BHKW unter den gegenwärtigen
Rahmenbedingungen für die wirtschaftlichere
Alternative
keine Projekte zur Biogasaufbereitung, befassen sich
ausschließlich mit Verstromung in BHKW
Anruf 31.3.2003: S. ist Messgeräte-Hersteller, z.B.
Schwefelwasserstoffmessung, hat Prospekte geschickt
+ möchte in Kontakt bleiben
nur Biogaserzeugung und -verstromung
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung

Anhang III
Krieg + Fischer Ingenieure GmbH Hannah-Vogt-Straße 1
37085 Göttingen
Krüger A/S Sofiendalsvej 88
DK-9200 Aalborg SV
LIPP GmbH Anlagenbau und
Umwelttechnik
Denmark
Friedhofstraße 36
73497 Tannhausen
Nova Energie GmbH Rüedimoosstraße 4
CH-8355 Tänikon bei Aadorf
Schweiz
0551-3057432
Torsten Fischer
fischer@kriegfischer.de
0045-98189300
Herr Richter
ulr@kruger.dk
07964-90030
www.lipp-system.de
Dr. Arthur Wellinger
Tel.: 0041 / 52-3683470
arthur.wellinger@novaenergie.ch
Kurt Egger
Tel.: 0041 / 52-3680808
kurt.egger@novaenergie.ch
Plambeck Neue Energien GmbH Hr. Heinsohn
Tel.: 04721 / 718453
RETEC GmbH Industriestraße 19
47877 Willich
Schauer Maschinenfabrik Passauerstraße 1
A-4731 Prambachkirchen
Schmack Biogas AG Am Bayernwerk 8
92421 Schwandorf
Schwarting Umwelt GmbH Lise-Meitner-Straße 2
24941 Flensburg
Alwin Beck
Tel.: 02154 / 203621
retec@biogas.de
0043-7277-2326-30
Mag. Karl-Heinz-Denk
k.denk@schauer.co.at
09431-7588722
doris.schmack@schmack-
biogas.com
Matthias Wolfsen
0461-9992121
M.Wolfsen@schwarting-umwelt.de
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung
Angebotsanfrage 18.03.2003. Rückmeldung: das Unternehmen
vertreibt die genannten Anlagen nicht mehr
Angebotsanfrage 18.03.2003
Projektleitung Kompo-Mobil I + II, Biogasnutzung in
Fahrzeugen, Schweiz
Angebotsanfrage 18.03.2003: Nova Energie ist ein reines
Consulting-Unternehmen
P. beschäftigt sich nicht mit der Biogasaufbereitung oder
–einspeisung
Anfrage per Email am 28.1.2003
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung
Angebotsanfrage 18.03.2003: tel. Rückmeldung bei WS:
Nicht aktiv im Bereich Biogas-Einspeisung
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung
93

Seaborne ERL Mooshörner Weg
24811 Owschlag
U.T.S. Umwelt-Technik-Süd
GmbH
94
Steinkirchen 9
84419 Obertaufkirchen
Wehrle Werke AG Bismarckstraße 1-11
79312 Emmerdingen
(Forschungs-) Institute
Institut für Agrartechnik Bornim
e.V. (ATB)
Institut für Siedlungswasserwirtschaft
an der TU Braunschweig
Max-Eyth-Allee 100
14469 Potsdam
Sonstige
Kanzlei Becker, Büttner, Held Köpenicker Straße 9
10997 Berlin
RA Maslaton & Kollegen GmbH Hinrichsenstraße 16
04105 Leipzig
04336-9976-13
Maria Schulz
maria.schulz@seaborne-erl.de
Adam Bürger
08082-930510
a.buerger@umwelt-technik-sued.de
Dr. Peter Schalk
07641-5850
schalk@wehrle-werk.de
Dr. Monika Heiermann
Tel.: 0331 / 5699 – 217
mheiermann@atb-potsdam.de
Prof. Dr. Norbert Dichtl
0531 / 391 – 7935
N.Dichtl@tu-bs.de
Olaf Däuper,
Olaf.Däuper@bbh-berlin.de
Dr. Martin Maslaton
0341 / 14950 - 0
Anhang III
Angebotsanfrage 18.03.2003,
Rückmeldung Fr. Schulz am 14.4.03: Seaborne kann
keine Kosten nennen
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung
rechtliche Voraussetzungen für Biogaseinspeisung
Netzanschluss für Biogasanlagen