„Bioenergie heute und morgen – 11 Bereitstellungskonzepte“ (PDF

gemeinnützige GmbH 

Sonderheft zum DBFZ Report 

Bioenergie heute und morgen 

- 11 Bereitstellungskonzepte -

INHALT 

Vielfalt der Bioenergie ....................................................................................................................1 

Etabliert und innovativ – Anliegen und Ansatz für diese Broschüre................................................2 

11 x Bioenergie...............................................................................................................................3 

Kleinfeuerungsanlage + Nahwärmenetz ........................................................................................5 

Biomasseheizkraftwerk mit ORC-Technologie .............................................................................10 

Landwirtschaftliche Biogasanlage ................................................................................................14 

Großtechnische Biogaseinspeiseanlage ......................................................................................18 

Landwirtschaftliche Biodieselanlage ............................................................................................22 

Biogaseinspeiseanlage + Brennstoffzellennutzung......................................................................25 

Biomassevergasungsanlage ........................................................................................................29 

Dezentrale Bioethanolanlage mit Schlempevergärung ................................................................32 

Zentrale lignocellulosebasierte Bioethanolanlage ........................................................................36 

Bio-SNG-Anlage...........................................................................................................................39 

Fischer-Tropsch-Diesel-Anlage....................................................................................................42

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS 

AbwV Abwasserverordnung 

Akh Arbeitskraftstunden 

Äqu Äquivalente 

BauGB Baugesetzbuch 

BauO Bauordnung 

BHKW Blockheizkraftwerk 

BiokraftQuG Biokraftstoffquotengesetz 

BiomHKW Biomasseheizkraftwerk 

BlmSchG Bundes-Immissionsschutzgesetz 

BlmSchV Verordnung zur Durchführung des BImSchG 

BiomasseV Biomasseverordnung 

BNatSchG Bundesnaturschutzgesetz 

BtL Biomass to Liquid 

BWL Brennstoffwärmeleistung 

EEG Erneuerbare Energien Gesetz 

EG-HygieneV EG-Hygieneverordnung 

el elektrisch 

EnStG Energiesteuergesetz 

EnWG Energiewirtschaftsgesetz 

etc. et cetera 

evtl. eventuell 

EU Europäische Union 

FT-Diesel Fischer-Tropsch-Diesel 

FWL Feuerungswärmeleistung 

GasNZV Gasnetzzugangsverordnung 

GbR Gemeinschaft bürgerlichen Rechts 

ges. gesamt 

GmbH Gesellschaft mit beschränkter Haftung 

GPS Ganzpflanzensilage 

HD Hochdruck 

HHKW Holzheizkraftwerk 

HKW Heizkraftwerk 

k. A. keine Angaben 

KfW Kreditanstalt für Wiederaufbau 

KG Kommanditgesellschaft 

KrW-/AbfG Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz 

KS Kraftstoff 

KUP Kurzumtriebsplantage 

KWK 

Kraft-Wärme-Kopplung 

KWKG 

Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz 

LKW Lastkraftwagen 

LPH Landschaftspflegeholz 

Ma-% Masse-Prozent 

MAP Marktanreizprogramm für Erneuerbare Energien 

MCFC Molten Carbonat Fuel Cell 

Mg Megagramm 

MWh Megawattstunden 

NawaRo Nachwachsende Rohstoffe 

ORC Organic Rankine Cycle 

PAFC Phosphoric Acid Fuel Cell 

RME Rapsmethylester 

SNG Synthetic natural gas 

SOFC Solid Oxide Fuel Cell 

Srm Schüttraummeter 

TA Technische Anleitung 

th thermisch 

v. a. vor allem 

VO Verordnung 

W Watt 

WHG Wasserhaushaltsgesetz 

z. B. zum Beispiel 

λ Verbrennungsluftverhältnis 

Abkürzungsverzeichnis

Vielfalt der Bioenergie 

VIELFALT DER BIOENERGIE 

Biomasse ist sowohl weltweit als auch in Deutschland der bedeutendste und vielseitigste erneuerbare 

Energieträger. Das Integrierte Energie- und Klimaprogramm (IEKP) der Bundesregierung 

benennt daher den weiteren Ausbau der Bioenergie als wichtigen Baustein für eine erfolgreiche 

Klimaschutzpolitik im Energiebereich. Neben dem Klimaschutz kann Bioenergie zudem einen 

wesentlichen Beitrag zur Energiesicherheit leisten und damit eine nachhaltige Entwicklung insbesondere 

in den ländlichen Räumen befördern. 

Sowohl in Deutschland als auch europaweit sind ambitionierte Ziele für den weiteren Ausbau der 

Bioenergie bis 2020 gesetzt. So soll der Anteil der Energiebereitstellung aus Biomasse am gesamten 

Stromverbrauch in Deutschland auf 8 % und an der gesamten Wärmeversorgung auf 

9,7 % erhöht werden /5/, /6/. Der Anteil der Biokraftstoffe am gesamten Kraftstoffverbrauch soll 

bis 2020 auf 12 % (energetisch) steigen. 

Abb. 1: Möglichkeiten der Energiebereitstellung aus Biomasse (eigene Darstellung nach /31/) 

Die Möglichkeiten Energie aus Biomasse bereitzustellen, sind sehr vielfältig (siehe Abb. 1). Die 

einfachste, älteste und weltweit wichtigste Form der Energiegewinnung aus Biomasse ist die 

Verbrennung von Holz. Ein Nutzungspfad bzw. eine Bereitstellungskette umfasst alle Prozesse, 

beginnend mit dem Anbau von Energiepflanzen bzw. dem Mobilisieren biogener Reststoffe oder 

Abfälle bis hin zur Bereitstellung von Endenergie (Strom, Wärme, Kraftstoffe). Die aufgeführten 

Nutzungspfade unterscheiden sich zum Teil erheblich hinsichtlich der eingesetzten Biomasse und 

des Bereitstellungskonzeptes, des jeweils erzeugten Endenergieträgers bzw. der Nutzenergie 

sowie dem Stand der Technik. 

1

2 

Etabliert und innovativ – Anliegen und Ansatz dieser Broschüre 

ETABLIERT UND INNOVATIV – ANLIEGEN UND ANSATZ DIESER BROSCHÜRE 

Für die Umsetzung der Ziele des weiteren Ausbaus 

der energetischen Nutzung aus Biomasse 

müssen die Beteiligten entlang der Bioenergiebereitstellungskette 

gut zusammenarbeiten. Zum 

Beispiel stellen die Kommunen und Planungsgemeinschaften 

wichtige strategische Partner dar, 

um geeignete Konzepte auf den Weg zu bringen, 

die verschiedenen räumlichen Belange abzustimmen 

und etwaige Konkurrenzen zu steuern. Die 

Vielfalt der einsetzbaren Rohstoffe (siehe Abb. 2), 

Technologien und Produkte führt hierbei zu komplexen 

planerischen Fragestellungen. 

Abb. 2: Verschiedene Rohstoffe 

Aufgrund der vielfältigen Konzepte und Aspekte der energetischen Nutzung aus Biomasse bedarf 

es umfangreicher Basisinformationen, um die Bioenergiebereitstellungssysteme zielgerichtet 

einzuordnen und zum Beispiel in den regionalen Planungsprozess integrieren zu können. Dieser 

Leitfaden soll allen Interessierten einen Einblick in die Vielfalt der Bioenergiebereitstellung geben 

und gleichzeitig an ausgewählten Beispielen vermitteln, welche Möglichkeiten, Chancen und 

Konsequenzen mit dem Bau und Betrieb von Bioenergieanlagen verbunden sind. Die dezentrale 

Bioenergiebereitstellung steht dabei im Zentrum der dargestellten Technologien und Konzepte. 

Die Technologien können nur exemplarisch vorgestellt werden - für den konkreten Einzelfall ist 

stets eine zusätzliche Detailprüfung notwendig. 

Dabei ist es ein Anliegen dieser Broschüre, nicht nur bereits etablierte Konzepte beispielhaft darzustellen, 

sondern auch einen Einblick in innovative Verfahren zu liefern, die bisher teilweise nur 

in Versuchsanlagen realisiert sind. Letztere haben beachtliche Potenziale zur Optimierung der 

Bioenergiebereitstellung, sind jedoch gegenwärtig noch mit großen Unsicherheiten behaftet und 

bedürfen weiterer Forschung und Entwicklung, um den Markteintritt zu erreichen. Zur Erweiterung 

der Bandbreite der Möglichkeiten werden zudem ausgewählte großtechnische Konzepte einbezogen. 

Diese Konzepte verstehen sich als Visionen, die einer besonders sorgfältigen Einzelfallprüfung 

bedürfen. Insbesondere Großanlagen müssen i. d. R. speziell auf die standortspezifischen 

Gegebenheiten angepasst werden und lassen sich nur schwer allgemeingültig darstellen. 

Aus der Vielfalt an möglichen Verfahren und Techniken wurden elf Modellfälle ausgewählt, welche 

die genannten Anliegen möglichst weitgehend abdecken. Allen Anlagen ist gemein, dass sie 

1. in erheblichem Umfang heimische Rohstoffe einsetzen können, 

2. die erzeugten Bioenergieträger in das bestehende Energiesystem integriert werden können 

(Wärme, Strom, Substitute für Benzin, Diesel oder Erdgas), 

3. innerhalb der nächsten zehn Jahre marktverfügbar sein könnten, 

4. das Potenzial besitzen, einen signifikanten Beitrag zur künftigen Energieversorgung zu leisten 

(z. B. Rohstoffbasis, Standorte, Produkte), 

5. über die Technologie ausreichend Informationen für eine exemplarische Konzeption und 

Bewertung vorhanden sind (u. a. Bilanzdaten der Prozesse). 

Eine Übersicht über die ausgewählten Technologieketten gibt Tabelle 1. Insgesamt werden in 

dieser Broschüre Modellkonzepte für fünf etablierte dezentrale Technologien, drei innovative dezentrale 

Technologien und drei innovative Großanlagen vorgestellt. Etablierte Großanlagen, wie

11 x Bioenergie 

z. B. zur Bereitstellung von Biodiesel oder Bioethanol sind in der Gesamtschau nicht enthalten. 

Ebenso sind die langfristig interessanten Optionen (z. B. Algen und Biowasserstoff) sowie die 

Optionen mit der kombinierten stofflich-energetischen Nutzung (Biokohle und Bioraffinerien) nicht 

dargestellt, weil die Datenbasis für eine entsprechende Beschreibung hier unzureichend ist. 

Tab. 1: Einordnung der ausgewählten Technologieketten der Bioenergiebereitstellung 

Anlagenart bzw. Technologiekette Hauptprodukt Konversionsart 

Etabliert dezentral � 

� Kleinfeuerungsanlage + Nahwärmenetz Wärme Direkte Verbrennung 

� Biomasseheizkraftwerk mit ORC-Technologie Wärme+Strom Direkte Verbrennung 

� Landwirtschaftliche Biogasanlage Strom+Wärme Anaerober Abbau 

� Großtechnische Biogaseinspeiseanlage Biomethan Anaerober Abbau 

� Landwirtschaftliche Biodieselanlage Biodiesel Pressung/Extraktion/Umesterung 

Innovativ dezentral � 

� Biogaseinspeiseanlage+Brennstoffzellennutzung Strom Anaerober Abbau 

� Biomassevergasungsanlage Wärme+Strom Vergasung 

� Dezentrale Bioethanolanlage mit Schlempevergärung Bioethanol Alkoholvergärung 

Innovative Großanlage � 

� Zentrale lignocellulosebasierte Bioethanolanlage Bioethanol Alkoholvergärung 

� Bio-SNG-Anlage Biomethan Vergasung 

� Fischer-Tropsch-Diesel-Anlage FT-Diesel Vergasung 

Die nachfolgenden Beispiele für Technologiekonzepte enthalten auch Informationen zu benötigten 

Brennstoffmengen und Transportaufkommen. Rohstoffe für die Bereitstellung von Bioenergie 

stehen darüber hinaus in einem Spannungsfeld zwischen Verfügbarkeit, Nutzungskonkurrenzen 

und ökologische Effekten. Ihre nachhaltige Bereitstellung ist eine zentrale Forderung, die gegenwärtig 

sowohl wissenschaftlich diskutiert als auch in den rechtlichen Rahmenbedingungen verankert 

wird. In einem ersten Schritt legt hier die EU-Richtlinie zur Förderung der Erneuerbaren 

Energien für flüssige Bioenergieträger Nachhaltigkeitskriterien zu Treibhausgaseinsparungen, 

Anbauflächen und -methoden fest. Gleichwohl zeigt sich auch, dass die Nachhaltigkeitsdebatte 

für unterschiedliche Rohstoffe sehr vielseitig ist und zum Beispiel für die Biogasgewinnung anderer 

Notwendigkeiten bedarf als bei der Bereitstellung flüssiger Bioenergieträger /23/. Die Sicherstellung 

der nachhaltigen Rohstoffbasis ist daher ein weiterer wichtiger Aspekt, der bei der Konkretisierung 

von Bioenergiekonzepten zu berücksichtigen ist. 

11 X BIOENERGIE 

Die ausgewählten Technologieketten werden in Form von Technologiesteckbriefen überblicksartig 

anhand der folgenden Aspekte charakterisiert: 

� Anlagenkonzept (u. a. Kurzbeschreibung Technologie, Wirkungsgrad, Anlagenkomponenten, 

Betriebskennzahlen, Infrastrukturbedarf), 

� Roh- und Reststoffe (u. a. geeignete Rohstoffe, Rohstoffbedarf der Modellanlage, Prozesshilfsstoffe, 

Reststoffanfall), 

� Ökonomische Parameter (u. a. Investitionskosten, Rohstoffkosten) und 

� Umweltwirksame und räumliche Aspekte (u. a. Emissionen, Wirkungen auf das Landschaftsbild, 

Flächenbedarf). 

3

4 


Die Definition und Spezifizierung der jeweiligen Anlagen erfolgt auf Basis bestehender Anlagen, 

Pilotanlagen bzw. – bei den Zukunftstechnologien – auch auf Grundlage bestehender Konzepte 

und Erkenntnisse. Dabei wird zunächst allgemein die Technologie mit den einzelnen Verfahrensschritten 

beschrieben sowie die Anlagenkomponenten, die prinzipiell möglichen bzw. bereits realisierten 

Leistungsbereiche und die umsetzbaren Wirkungsgrade dargestellt. Aufbauend darauf 

wird im nächsten Schritt zu jeder Technologie eine Modellanlage mit den Betriebskennzahlen, 

wie z. B. installierte Leistung definiert. Die weitere Betrachtung der Roh- und Reststoffe sowie der 

ökonomischen, umweltwirksamen und räumlichen Aspekte wird dabei auf die zuvor definierte 

Modellanlage angepasst. 

In die wirtschaftliche Betrachtung der Modellanlage werden neben den Investitionskosten sowie 

variablen und fixen Kosten der Anlage auch die Erlöse aus der Einspeisung der erzeugten Energie 

(Strom, Wärme, Kraftstoffe) und dem Verkauf von Nebenprodukten bzw. Reststoffen einbezogen. 

Die Wirtschaftlichkeitsrechnung erfolgt mit Hilfe der Annuitätenmethode, wobei je nach 

Anlage eine Laufzeit der Anlagen von 20 Jahren, ein durchschnittlicher Fremdkapitalanteil von 

80 % und ein Zinssatz von 6 - 7 % angenommen werden. Für den Arbeitskräftebedarf wird im 

Durchschnitt der monetäre Aufwand für einen Ingenieur von 50.000 €/a angenommen. Die Kosten 

für Wartung, Reparatur sowie Versicherung und Verwaltung betragen entsprechend der 

Technologiekette insgesamt zwischen 2 und 4 %. Die Kosten für die Bereitstellung der entsprechenden 

Substrate sind in Tab. 2 zusammengefasst. 

Tab. 2: Substratkosten (Quelle: /7/, /35/, /45/ * Für den Bezug von Bioabfall werden Erlöse erzielt) 

Substrat Kosten (* Erlöse) [€/tFM] 

Gülle 0 - 3 

Maissilage 25 - 35 

Getreide-Ganzplanzensilage (GPS) 27 - 37 

Getreidekörner 

- Roggen 

- Weizen 

100 - 150 

200 - 230 

Bioabfall ca. 60* 

Holzhackschnitzel 45 - 100 

Für die Bereitstellung der Hilfsenergie Strom und Wärme werden Großkundenpreise von 

12 Cent/kWh für Strom bzw. 3 bis 4 Cent/kWh für Wärme angenommen. Für einen Vergleich der 

Technologien werden die Strom- bzw. Kraftstoffgestehungskosten (€/kWhel bzw. €/lKSÄ) angegeben. 

Da bei den meisten Bioenergietechnologien nicht nur Strom, Wärme oder Kraftstoff allein, 

sondern meistens gekoppelt erzeugt wird, erfolgt eine ergänzende Darstellung der Endenergiegestehungskosten 

(€/kWhges). Die Erlöse ergeben sich einerseits aus der Einspeisung der erzeugten 

Energie und andererseits aus dem Verkauf von Nebenprodukten. Die Vergütung des 

Stromes erfolgt auf der Basis des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes 2009 und den darin enthaltenen 

Vergütungssätzen. Für die Abnahme der Wärme wird analog zu den angenommenen 

Großkundenpreisen bei der Bereitstellung als Hilfsenergie ein Erlös von 3 bis 4 Cent/kWh angenommen. 

Darüber hinaus werden die Erlöse für die verwerteten Nebenprodukte entsprechend 

marktüblicher Preise ermittelt.


KLEINFEUERUNGSANLAGE + NAHWÄRMENETZ 

Leistungsbereich 

Der thermische Leistungsbereich von automatisch 

beschickten Hackschnitzelfeuerungen reicht von 

etwa 30 kW bis in den zweistelligen MW-Bereich. 

Wirtschaftlich interessante Lösungen ergeben sich 

bei bivalentem Einsatz ab Leistungen des HHS- 

Kessels von über 200 kWth. Daher wird häufig versucht 

mehrere einzelne Objekte mit kurzen Abständen 

über ein Nahwärmenetz zu verbinden und 

gemeinsam zu versorgen. 

Anlagenkonzept 

Modellanlage 

Wirkungsgrad 

Anlagenkomponenten Betriebskennzahlen der Modellanlage 

� Brennstofflager/-bevorratung inkl. Einbauten 

� Brennstoffaustragungssysteme 

� Brennstoffzuführung mit Rückbrandsicherung 

� Kessel / Feuerungsanlage mit Regelung 

� Wärmeübertrager 

� Automatische Entaschung 

� Rauchgasreinigung/-abführung 

� Peripherie (z.B. Wärmespeicher) 

� Nahwärmenetz mit Hausübergabestationen 

Abb. 3: Holzfeuerungsanlagen 

BioRegio Holz Knüll 

Heizwasser 

Nahwärmenetz 

Übergabestation im 

Gebäude 

Wärme 

Brennstoffbereitstellung 

Brennstoffaufbereitung 

Verbrennung 

Ascheentsorgung 

Abgasreinigung 

Bei der energetischen Nutzung fester Biomasse im hier dargestellten Anlagenkonzept kommen üblicherweise 

vollautomatische Festbettfeuerungen mit thermischen Nennleistungen von 200 bis 400 kW zum Einsatz. Als 

Brennstoff werden vorrangig Holzhackschnitzel (HHS) und nur in seltenen Fällen Holzpellets eingesetzt. 

Unter Zufuhr von Primär- und Sekundärluft erfolgt dabei stufenweise die Aufheizung und Trocknung des 

Brennstoffes, die pyrolytische Zersetzung und Vergasung des Kohlenstoffs sowie die abschließende Oxidation 

der Holzgase. Endprodukte einer vollständigen Oxidation sind Asche und Wärme. Die Asche wird automatisch 

ausgetragen. Das heiße Reaktionsgas gibt über den häufig mit automatischer Reinigung versehenen 

Wärmeübertrager die thermische Energie in das Nahwärmenetz ab. 

Ein Pufferspeichersystem kann das Modulationsverhalten des Gesamtsystems deutlich verbessern und 

gleichzeitig als hydraulische Weiche zur Einbindung des – meist mit Heizöl oder Erdgas betriebenen – Spitzenlastkessels 

fungieren. In der Praxis wird die Biomassefeuerung für die Deckung der Grundlast mit einer 

Nennleistung von 30 bis 40 % der Spitzenlast ausgelegt. Die Wärmeverteilung erfolgt über ein kleines Wärmenetz, 

bestehend aus wärmegedämmten Rohrsystemen in Form eines Strahl- oder Ringnetzes sowie 

Hausübergabestationen und verbraucherseitige Einrichtungen. 

Aufgrund förderpolitischer Anforderungen (z. B. 

MAP) erreichen viele der handelsüblichen HHS- 

Feuerungen Kesselwirkungsgrade von 90 %. 

In der Praxis ist jedoch der Jahresnutzungsgrad 

entscheidend, der bei HHS-Feuerungen meist nur 

Werte von 75 bis 85 % erreicht (z. B. durch Auskühlverluste 

beim Taktbetrieb, Verluste durch unvollständige 

Verbrennung). 

� Leistung HHS-Feuerung 200 kWth 

� Leistung Spitzenlastkessel 420 kWth 

� Vollbenutzungsstunden gesamt 1.450 h/a 

� Nutzwärmebedarf 833 MWh/a 

� Anteil HHS an Wärmegestehung 80 % 

� Trassenlänge 300 m 

� Netzverluste 15 % 

� Wärmedichte je m Trassenlänge 2.775 kWh/m 

5

6 


Infrastrukturbedarf 

� Anbindung an das Straßenwegenetz mit Rangiermöglichkeit 

LKW 

� Anbindung an einen Abnehmer (Nahwärmenetz 

sowie Hausübergabestationen) 

Relevante Förderprogramme und 

-möglichkeiten, Gesetze und Verordnungen 

Förderprogramme (Auswahl) 

� „Förderung von Biomasseverfeuerungsanlagen“ 

(BAFA) & „Erneuerbare Energien“ (KfW) 

Gesetze und Verordnungen (Auswahl) 

� BlmSchG, 1.BlmSchV, TA Luft 

Stand der Technik 

� ausgereifte, permanent weiterentwickelte, kommerziell 

breit verfügbare Technologie 

� optimaler Anlagenbetrieb bedarf genauer Abstimmung 

der einzelnen Systemkomponenten 

� Entwicklungen sind der flexiblere Einsatz verschiedener 

Brennstoffsortimente als auch die Integration 

von KWK-Prozessen 

Speicheroption 

Biogene Festbrennstoffe in Form von Holzhackschnitzeln 

sind lagerfähige Endenergieträger. Die 

mit der Lagerung einhergehenden Risiken (Qualität, 

Umwelt, Gesundheit, Verlust, Brand etc.) lassen 

sich mit geeigneten konstruktiven und organisatorischen 

Maßnahmen minimieren. 

Für die Brennstofflagerung ist eine Vielzahl verschiedener 

Systeme verfügbar. Bei Holzpellets 

werden vorrangig Bunker- und Gewebesilosysteme 

eingesetzt. Möglich sind ebenfalls externe Wechselsilos. 

Die Lagerung von Holzhackschnitzeln 

erfolgt in der Regel in Lagerräumen im Gebäude 

oder in externen Silos oder Vorratsgebäuden. Zusätzlich 

sind verschiedene Wechselcontainersysteme 

für die Brennstoffbevorratung verfügbar. 

Die erzeugte Nutzenergie wird zur Reduzierung von 

Taktzeiten und Netzverlusten gewöhnlich in Wärmespeichern 

zwischengespeichert, derzeit üblicherweise 

kurzfristig (max. 24 Stunden) in wasserbasierten 

Speichern. Zusätzlich sind der Einsatz 

von Latentwärmespeichern sowie saisonale Speicherkonzepte 

grundsätzlich möglich. 

Das Nahwärmenetz kann, in einem gewissen Umfang, 

eine weitere Speicheroption darstellen. 


Typischer Anwendungsfall 

Anlagenstruktur/Rechtsform 

Lastmanagement 


� Versorgung kommunaler Objekte (Schulkomplexe, 

Sporthallen, Verwaltungsgebäude, Kitas etc.) 

� Versorgung größerer Gebäudestrukturen im ländlichen 

Raum (Bauernhöfe, Landgüter etc.) 

� dezentrale Wärmeversorgung, vorwiegend im 

ländlichen Raum 

� meist als öffentlicher Eigenbetrieb, Zusammenschluss 

mehrerer Betreiber (Landwirte) oder als 

privatwirtschaftliches Unternehmen betrieben; 

weitere mögliche Rechtsformen sind kommunale 

GmbH’s sowie Contracting-Modelle 

� rechtliche Entkoppelung von Energiebereitstellung 

(HHS-Feuerung) und Wärmelieferung (Nahwärmenetz) 

möglich 

HHS-Feuerungen sind für die wärmetechnische 

Grundlastversorgung geeignet. Für die Abdeckung 

der Spitzenlast werden zumeist Kessel auf 

Basis fossiler Energieträger (Öl, Gas) vorbehalten, 

die bei ausreichender Dimensionierung auch eine 

Systemredundanz darstellen können. 

Bei geeigneten Voraussetzungen (Wärmeabnahme, 

Brennstofflogistik etc.) und einer entsprechenden 

Wärmespeicherstrategie sind auch monovalente 

HHS-Systeme ohne fossile Spitzenlastkessel 

denkbar. Derartige Konzepte finden – aufgrund 

der schlechten Teillastwirkungsgrade und 

der hohen Kosten von HHS-Feuerungen – bisher 

im betrachteten Leistungsbereich von über 600 

kW Gesamtlast kaum eine praktische Anwendung. 

Eine weitere Option kann unter Umständen die 

Kaskadenschaltung von Pelletfeuerungen darstellen. 

Dabei lässt sich aufgrund der guten Teillasteigenschaften 

der Kessel ein großer Teil des 

jährlichen Nutzwärmebedarfs mit guten Wirkungsgraden 

bereitstellen. Nachteilig wirken sich die – 

im Vergleich zu fossilen Kesseln gleicher Leistung 

– oft dreimal so hohen Anschaffungskosten für 

Festbrennstofffeuerungen aus.



Geeignete Rohstoffe Prozesshilfsstoffe 

� Holzhackschnitzel 

- Waldrestholz 

- Holz aus Landschaftspflegemaßnahmen 

- Holz von Kurzumtriebsplantagen 

- Industrie- und Sägerestholz 

� Holzpellets 

- Qualität DINplus, DIN 51731 oder EN 14961 

Rohstoffbedarf für die Modellanlage 

Rohstoff Menge 

Holzhackschnitzel 1.220 Srm/a 

Heizöl (für Spitzenlastkessel) 22.900 l/a 

Anforderungen an Rohstoffqualität 

Die Klassifizierung von Holzhackschnitzeln erfolgt 

sowohl nach der Brennstoffherkunft als auch nach 

definierten Messgrößen. Grundlage hierfür bildet 

die DIN CEN/TS 14961, in der Kennwerte und 

Klassen für Wasser- und Aschegehalt, Korngrößenverteilung, 

Schüttraumdichte, Stickstoff- und Chlorgehalt 

sowie Heiz- bzw. Brennwert der Hackschnitzel 

für die energetische Nutzung festlegt werden. 

Vielfach findet auch noch die Klassifizierung anhand 

der österreichischen Norm M7133 Anwendung. 

HHS-Feuerungen sollten auf die eingesetzte Brennstoffqualität 

abgestimmt sein – je kleiner die Anlage, 

desto hochwertiger und homogener sollte der 

Brennstoff sein. Anlagen ab einem mittleren dreistelligen 

kW-Bereich sind i. d. R. robust ausgelegt 

und können mit minderwertigeren Qualitäten (z. B. 

höherer Wasser- und Aschegehalt) betrieben werden. 

Weitere wichtige Einflussgröße ist die Schüttdichte 

des Hackgutes, die neben dem Wassergehalt die 

Energiedichte des Brennstoffs und damit den Lagerbedarf 

bestimmt. 

Die Einteilung der Holzpellets kann derzeit nach 

den Vorgaben der DIN 51731 oder der DINplus 

erfolgen. Seit 2010 gilt europaweit die einheitliche 

EN 14961-2 für Holzpellets. In der EU-Norm werden 

in drei Klassen A1, A2 und B die Anforderungen an 

Holzpellets, wie zum Beispiel Länge, Durchmesser, 

Asche- und Wassergehalt sowie Heizwert definiert. 

Rest- und Hilfsstoffanfall der Modellanlage 

� elektrische Hilfsenergie 12.275 kWh/a 

� Asche 9,2 t/a 

Roh- und Reststoffe 

� elektrische Energie der Fördersysteme für 

Brennstoff und Asche, Feuerung, Pumpen, Abgasförderung 

und -reinigung etc. 

� Hilfsenergiebedarf für die Wärmeerzeugung: 1,0 

bis 1,5 % der erzeugten Wärmemenge 

� Hilfsenergiebedarf bei Wärmenetzen zusätzlich 

0,5 bis 1,0 % der verteilten Wärmemenge 

Wartungs- und Reparaturaufwand 

� Reinigung und Pflege durch den Anlagenbetreiber 

entweder nach Verschmutzungsgrad oder in 

vom Kesselhersteller festgelegten Intervallen; 

zusätzliche jährliche Wartung durch Betreiber 

oder Fachpersonal 

� Personalbedarf für Bedienen, Warten, Reinigen 

etc. etwa eine halbe Stunde pro Betriebstag 

� Wartungs- und Instandhaltungskosten bezogen 

auf die jeweilige Investition (in Anlehnung an die 

VDI 2067): 

- 2,0 %/a bei baulichen Anlagen 

- 4,5 %/a bei Festbrennstoffkesseln 

- 3,5 %/a bei Heizöl-/Erdgaskesseln 

- 1,4 %/a bei Peripheriebauteilen 

- 1,0 %/a für das Nahwärmenetz 

- 3,0 %/a für die Hausübergabestationen 

Verwertungs- und Entsorgungsmöglichkeiten 

Aschen aus Kleinfeuerungsanlagen für naturbelassene 

Brennstoffe können im Allgemeinen im 

Unterschied zu Abscheiderstäuben abgekühlt in 

der Reststofftonne entsorgt werden. 

Prinzipiell können Rostaschen aufgrund ihrer 

Nährstoffgehalte als Dünger in der Forst- und 

Landwirtschaft eingesetzt werden. Dies ist möglich, 

sofern die verbleibenden Schwermetallgehalte 

und das Eluatverhalten die Richtwerte der Düngemittelverordnung 

einhalten. Für die Ausbringung 

in Wäldern gibt es zusätzliche Regelungen. 

Aufgrund der geringen anfallenden Mengen und 

der kostenintensiven Ascheanalysen werden 

Aschen aus Kleinfeuerungsanlagen bisher fast 

ausschließlich über die Reststofftonne entsorgt. 

7

8 

Kosten 

1 


Ökonomie (Berechnungsbeispiel Modellanlage) 


� Förderung Anlagetechnik (KfW) 

- 6.000 € Für die automatisch beschickte Biomassefeuerung über 100 kW Nennwärmeleistung 

mit einem Kesselwirkungsgrad von mindestens 89 % gewährt die KfW ein Darlehen 

mit Tilgungszuschuss in Höhe von 20 € je kW und 10 € je kW bei Errichtung eines 

zusätzlichen Pufferspeichers. 

� Förderung Nahwärmenetz (KfW) 

- 18.600 € Die Errichtung von Nahwärmenetzen ist förderfähig, wenn im Mittel über das gesamte 

Netz ein Mindestwärmeabsatz von 0,5 MWh/m*a nachgewiesen wird. Vor der erstmaligen 

Erschließung beträgt die Förderung 80 € sonst 60 € Tilgungszuschuss je 

Trassenmeter sowie 1.800 € je Hausanschluss. Bei einem Wärmeabsatz von mehr 

als 3 MWh/m*a halbiert sich der Förderhöchstbetrag von 1.000.000 €. 

1 

Investitionen 

Feuerung, 

Speicher, 

Peripherie 

Spitzenlastkessel 

0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 Euro 350.000 (netto) 400.000 

Fixe und variable Kosten 

Kapitalkosten 

0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 Euro/a 70.000 (netto) 80.000 

Erlöse und Gestehungskosten 

Gebäude 

(Heizzentrale, Brennstofflager) 

Be triebsgebundene 

Koste n 

Nahwärmeversorgung 

(Netz- und 

Übergabestationen) 

Brennstoffkosten 

Holzhackschnitzel 

Planung, Inbetriebnahme 

, Sonstiges 

Brennstoff- 

kosten 

He izöl 

Unter den getroffenen Annahmen liegen die Wärmegestehungskosten bei 9,2 Cent/kWh ohne Berücksichtigung 

der gesetzlichen Umsatzsteuer für die Errichtung der Anlage (10,3 Cent/kWh bei Berücksichtigung der 

USt.) inkl. der Förderung und ohne mögliche Baukostenzuschüsse für die Anbindung von Abnehmern und 

die Errichtung der dazugehörigen Hausanschlussstationen. 

Hilfs- und 

Restoffe


Umweltwirksame und räumliche Aspekte 

Emissionen Wirkung auf Landschaftsbild 

Klimarelevante Emissionen: 

� Kleinfeuerung: 28 g CO2-Äq./kWhth /2/ 

� Fossile Referenz Erdgas Wärme: 248 g CO2- 

Äq./kWhth /2/ 

� Einsparung: 88 % 

� Im Unterschied zur fossilen Wärmebereitstellung 

werden den holzartigen Bioenergieträgern deutlich 

geringere Klimagasemissionen bescheinigt. 

Umweltrelevante Emissionen: 

� Schwefeldioxid, Stickoxide, Staub, Kohlenstoffmonoxid 

etc. 

� Die emittierten Feinstäube bei der Holzverbrennung 

werden seit einiger Zeit verstärkt diskutiert. 

Zulässige Schadstoffemissionen werden 

durch gesetzliche Rahmenbedingungen geregelt. 

Für Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung 

bis 1.000 kW gilt die 1. BImSchV und für 

Großanlagen über 1.000 kW die TA Luft. 

Rohstoffe 

Transportbedarf 

Quellen: 

/1/, /2/, /15/, /16/, /24/, /31/, /44/ 


Hackschnitzel ca. 20 Fahrten/Jahr 1) 

1) LKW mit zwei mobilen Hackschnitzelcontainern je 

Fahrt und einem Füllvolumen von 35 m³ 

Reststoffe 

Asche 2) ca. 2 Fahrten/Jahr 3) 

ca. 30 Müllgroßbehälter/Jahr 4) 

ca. 125 Abfalltonnen/Jahr 5) 

2) 

je nach Verdichtung der Asche und Aschegehalt 

der Brennstoffe 

3) 3 

LKW mit Hänger (10 - 15 m ), wird allerdings 

mehrheitlich in der Reststofftonne entsorgt 

4) 

Inhalt 1.100 Liter 

5) Restabfalltonne (240 l) 

� Standzeiten: Die Verwendung von Waldrestholz 

und Landschaftspflegeholz wirkt sich nicht 

auf die Umtriebszeiten der Wälder aus, da es 

sich hierbei i. d. R. um Reste aus Pflegemaßnahmen 

handelt. Eine Ausnahme stellt der Anbau 

von Holz auf Kurzumtriebsplantagen dar. 

Diese werden bisher aber nur marginal genutzt. 

� Wuchshöhe: Wie oben erwähnt, handelte es 

sich beim derzeit eingesetzten Waldrestholz 

und Landschaftspflegeholz um Reststoffe und 

nicht um Anbaubiomasse. 

Flächenbedarf 

� Heizzentrale: 

- Genutzt werden in der Regel größere bestehende 

oder extra errichtete Heizungszentralen. 

- Bei größeren Anlagen werden in der Regel 

Heizraumhöhen von mindestens drei Metern 

benötigt. 

- Für Anlagenwartung und Reinigungsarbeiten 

ist ausreichend Platz vorzusehen. 

- Der Platzbedarf ist durch Feuerung, Wärmespeicher 

und Lagerung höher als bei fossilen 

Systemen. 

� Brennstofflagerung: 

- sollte sich nach Möglichkeit in unmittelbarer 

räumlicher Nähe zur Heizzentrale befinden 

(keine komplizierte und teure Fördereinrichtungen 

erforderlich) 

- Der Flächenbedarf hängt sehr stark von den 

Anlieferungsintervallen ab. 

- Modellanlage: Bei einem Brennstoffbedarf 

von 1.220 Srm/a und dem Einsatz von drei 

mobilen Hackschnitzelcontainern (jeweils 

zwei werden gewechselt, der dritte verbleibt) 

ergibt sich ein Platzbedarf von ca. 90 m² für 

Container zuzüglich der Rangierfläche für die 

Anlieferung. 

9


Wirkungsgrad 

Der installierte, elektrische Leistungsbereich von 

Biomasse-HKW mit ORC-Prozess liegt derzeit 

zwischen 0,3 und 2,4 MWel. Hierbei kommen HHS- 

Feuerungskessel mit einer Feuerungswärmeleistung 

von 1,5 bis 20 MW zum Einsatz. 

10 

BIOMASSEHEIZKRAFTWERK MIT ORC-TECHNOLOGIE 

Abb. 4: Oben: ORC-HKW in Schöneck/Vogtland, 

Unten: ORC-Modul 


Wirkungsgrad 


Im kleinen und mittleren Leistungsbereich stellen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) mit ORC- 

Prozess eine technische Alternative zum traditionellen Dampf-Kraft-Prozess dar. Die ORC-Technologie 

(Organic Rankine Cycle) basiert auf einem dem Wasser-Dampf-Prozess ähnlichen Verfahren mit dem Unterschied, 

dass anstelle von Wasser ein organisches Arbeitsmedium verwendet wird. ORC-Anlagen werden 

insbesondere für die Nutzung fester Biomasse zur dezentralen Erzeugung von Strom und zur Grundlastabdeckung 

eines Nutzwärmebedarfs eingesetzt. 

Um den wirtschaftlichen Betrieb einer ORC-Anlage zu gewährleisten, sollte eine hohe Anzahl an Jahresvollbenutzungsstunden 

(mindestens 5.500 Stunden, z. B. Wärmeversorgung von Klinikzentren, Freizeitbädern) 

angestrebt werden. Vorwiegend kommt die Rostfeuerung als Holzkesseltechnologie zum Einsatz. Rostfeuerungen 

erlauben in Bezug auf Stückigkeit sowie Asche- und Wassergehalt geringe Brennstoffqualitäten, da 

die Verweilzeiten des Brennstoffes und die Verbrennungsluftströme den Brennstoffeigenschaften über einen 

weiten Bereich angepasst werden können. Als Wärmeträgermedium zwischen Holzfeuerung und ORC- 

Prozess kommt Thermoöl zum Einsatz. Mittels der durch das Thermoöl an den ORC-Prozess übertragenen 

Wärme wird ein organisches Arbeitsmedium (Silikonöl) verdampft. Dieser Dampf wird in einer Turbine entspannt. 

Die dabei verrichtete mechanische Arbeit wird in einem Generator in elektrische Energie umgewandelt. 

Die entstehende Abwärme wird über einen Regenerator (Wärmerückgewinnung) einem Kondensator 

zugeführt und kann anschließend als Nahwärme eingesetzt werden. Der ORC-Prozess kann so ausgelegt 

werden, dass Heißwasser-Vorlauftemperaturen zwischen 80 und 100°C gefahren werden können. Die Erzeugung 

von Prozessdampf ist hierbei nicht möglich. Das bei der Verbrennung entstandene Abgas wird 

anschließend in einem Multizyklonfilter und/oder Elektrofilter entstaubt und anschließend der Abgaskondensationsanlage 

zugeführt. Dadurch wird nicht nur ein wesentlicher Teil der Wärme zurückgewonnen, sondern 

auch Partikel ausgefiltert. 

In Abhängigkeit von der Technologie und Wärmeauskopplung 

beträgt der elektrische Wirkungsgrad 

von Biomasse-HKW mit ORC-Technologie 12 - 

15 %. Der thermische Wirkungsgrad der Gesamtanlage 

kann bis zu 70% erreichen.



Anlagenkomponenten 

� Brennstofflager/-bevorratung inkl. Einbauten 

� Brennstoffaustrag und -zuführung mit Rückbrandsicherung 

� Feuerungsanlage und Thermoölkessel 

� ORC-Modul mit Turbine und Generator 

� automatische Entaschung 

� Rauchgasreinigung/-abführung 

� Trafostation/ Peripherie zur Stromeinspeisung 

� Peripherie zur Einbindung in ein Nahwärmenetz 


� Anbindung an das Straßenwegenetz (LKW- 

Tauglichkeit) 

� Anschluss an das Stromnetz zur Einspeisung 

� Anbindung an ein Nahwärmenetz, bevorzugt 

werden industrielle Abnehmer oder bspw. Krankenhäuser 

und Freizeitbäder, da somit eine kontinuierliche 

Wärmeabnahme über das gesamte 

Jahr gesichert ist 


� Wartungsaufwand abhängig von Anlagengröße, 

Brennstoffqualität, Anlagenalter, Herstellervorgaben 

� Wartungsaufwand → ca. 14 h/Woche 

� jährliche Revision → vier bis sechs Wochen 

� geringer Wartungsaufwand und Störanfälligkeit 

beim ORC-Modul 


� etablierte Technologie in Hinblick auf die Bereitstellung 

des Brennstoffes sowie der Verbrennungsanlagen 

� beginnende Langzeiterfahrung für den Betrieb 

der Stromerzeugungseinheit im Biomassesektor 



� EEG, KWKG, BiomasseV 

� MAP 

� 4. BImSchV 

� TA Luft 

Modellanlage 

Betriebskennzahlen der Modellanlage 

� Feuerungswärmeleistung 7.700 kWFWL 

� Kessel-Nutzwärmeleistung 6.600 kWth 

� Nutzwärmeleistung (inkl. Abgas- 

kondensation) 5.400 kWth 

� ORC-Nennleistung 1.000 kWel 

� Vollbenutzungsstunden 5.500 h/a 

� Stromerzeugung 5.500 MWh/a 

� Nutzwärmeerzeugung 29.600 MWh/a 


� Der Trend geht, forciert durch das EEG, zu 

dezentralen Anlagen des kleineren bis mittleren 

Leistungsbereiches (0,5 - 2 MWel). 

� v. a. Beteiligungsgesellschaften, GmbH & Co. 

KG 

Arbeitsplatzbedarf 

Für den Betrieb werden ca. 1,5 Vollzeitarbeitskräfte 

benötigt (abhängig von der Größe). 


� Speicherung des Brennstoffes zur Deckung des 

Brennstoffbedarfs 

� begrenzte Speichermöglichkeiten für Wärme 

möglich, z. B. in Form eines Warmwasserspeichers 


� wärmegeführter Betrieb 

� Die Abdeckung der Grundlast zur Wärmebereitstellung 

erfolgt durch den Biomassekessel. 

� Bei dieser Technologie kann die Spitzenlast 

mittels Kessel auf Basis fossiler Brennstoffe, 

z. B. Öl und Gas, abgedeckt werden. 

11

12 


Geeignete Rohstoffe 

� Holzhackschnitzel 


- Holz aus Landschaftspflegemaßnahmen 

- Holz von Kurzumtriebsplantagen 

- Industrie- und Sägerestholz 



Holzhackschnitzel (Frischmasse) ca. 50.000 Srm/a 


� funktionsfähig bei Hackschnitzeln unterschiedlicher 

Wassergehalte (in der Regel: 35 - 50 % 

Waldrestholz) 

� Ohne Abgaskondensation würde mit steigendem 

Wassergehalt der feuerungstechnische Wirkungsgrad 

der Anlage sinken. 

� Bei Einsatz von Landschaftspflegeholz wird ein 

Brennstoffanteil von mindestens 20 % qualitativ 

hochwertiger Waldholzhackschnitzel empfohlen, 

um die Kesseltechnik zu schonen. 

Prozesshilfsstoffe 

� ORC-Prozess: Thermoöl und Silikonöl 

Kosten 




Reststoffanfall der Modellanlage 

Reststoff Menge 

Rost- und Zyklon-/Filterasche 

(aus Verbrennungsprozess 

und Multizyklon/Elektrofilter) 



ca. 450 t/a 

� elektrische Hilfsenergie 800 MWh/a 

� Rostasche kann im Baugewerbe oder als Dünger 

gemäß Dünge-VO eingesetzt werden, sofern 

die verbleibenden Schwermetallgehalte 

und das Eluatverhalten der Asche die Richtwerte 

einhält. Hierfür ist die Freigabe durch die 

Bundesländer erforderlich. In der Praxis wird 

die Asche derzeit in der Regel jedoch deponiert. 

� Zyklon- und Flugasche wird u. a. als Füllstoff 

im Bergversatz eingesetzt, ansonsten ist eine 

kostenpflichtige Deponierung gemäß der Deponieverordnung 

erforderlich. 

Der Strom der Modellanlage wird nach EEG vergütet. Die Wärme wird zu marktüblichen Preisen ab Heizwerk 

von ca. 3 bis 4 Cent/kWhth veräußert. 

Unter den getroffenen Annahmen liegen die Stromgestehungskosten ohne Investitionskostenförderung bei 

ca. 16 bis 17 Cent/kWhel. Die Personalkosten werden mit ca. 35 % der betriebsgebundenen Kosten kalkuliert. 

Die Endenergiegestehungskosten (gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung) betragen ca. 3 bis 4 Cent/ 

kWhges.




Emissionen 


� Holz-HKW: 128 g CO2-Äq./kWhel /2/ 

� Fossile Referenz: Erdgas HKW 649 g CO2- 

Äq./kWhel /2/ 


� Im Unterschied zur fossilen Wärmebereitstellung 

werden den holzartigen Bioenergieträgern deutlich 

geringere Klimagasemissionen bescheinigt. 


� Schwefeldioxid, Stickoxide, Staub, Kohlenmonoxid 

etc. 

� Die emittierten Feinstäube bei der Holzverbrennung 

werden seit einiger Zeit verstärkt diskutiert. 

Zulässige Schadstoffemissionen werden durch 

gesetzliche Rahmenbedingungen geregelt. Für 

Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung bis 

1.000 kW gilt die 1. BImSchV, für Großanlagen 

über 1.000 kW die TA Luft. Für Anlagen über 

1.000 kW sind sekundäre Staubabscheider etabliert. 

� Die Grenzwerte nach TA Luft sind bei dieser 

Anlage einzuhalten, da sie eine Genehmigung 

nach 4. BImSchV benötigt. 

Quellen: 

/2/, /15/, /17/, /24/, /31/, /48/ 

Wirkung auf Landschaftsbild 

� Standzeiten: 

Die Verwendung von Waldrestholz bzw. Landschaftspflegeholz 

wirkt sich nicht auf die Umtriebszeiten 

der Wälder etc. aus, da es sich 

hierbei um Reste der Pflegemaßnahmen und 

nicht um Anbaubiomasse handelt. Im Gegensatz 

dazu handelt es sich bei Kurzumtriebsplantagen 

um eigens für die energetische Nutzung 

angebaute Biomasse. Diese Dauerkulturen 

weisen eine Nutzzeit von 20 Jahren auf 

und können in diesem Zeitraum drei- bis 

sechsmal geerntet werden. 

� Wuchshöhe: 

KUP erreicht entsprechend des Ernteturnus 

und der Pflanzenart eine Wuchshöhe von 

sechs bis acht Metern. 

Anlage 


Kesselhaus ca. 500 - 700 m² 

Außenanlage ca. 300 - 500 m² 

Gesamt ca. 800 - 1.200 m² 

Lagerbedarf 

Hackschnitzel ca. 750 m² 

Rohstoffe 


Hackschnitzel ca. 600 1) - 800 2) Fahrten/Jahr 

Reststoffe 

Asche ca. 65 3) Fahrten/Jahr 

1) 2) 

Sattelzug (90 - 100 m³), LKW mit Container (80 m³) 

3) 

LKW mit 7 m³-Mulde 

13

14 

Abb. 5: Biogasanlage Altentreptow 

LANDWIRTSCHAFTLICHE BIOGASANLAGE 



Die Biogastechnologie nutzt die biochemische Konversion 

von Biomasse zu methanreichem Biogas im 

anaeroben und feuchten Milieu. Zu Beginn des prozessbiologisch 

vierstufigen Abbauprozesses werden 

die komplexen Verbindungen (Kohlenhydrate, Eiweiße, 

Fette) in deren Monomere zerlegt und anschließend 

über weitere Zwischenprodukte in Biogas und 

die nicht abbaubaren Komponenten in Gärrest umgewandelt. 

Das Biogas besteht in Abhängigkeit vom 

eingesetzten Rohstoff aus 50 - 75 % CH4, 25 - 45 % 

CO2, 2 - 7 % Wasserdampf und weiteren Spurengasen. 

Modellanlage 


Wirkungsgrad Betriebskennzahlen der Modellanlage 

Landwirtschaftliche Biogasanlagen weisen einen 

elektrischen Brutto-Wirkungsgrad von rund 39 % 

(38 - 41 %) auf. Wird die anfallende Wärme genutzt, 

so kann ein Gesamtwirkungsgrad der Nutzung 

des Biogases von 77 - 83 % erreicht werden. 

Die Kapazität einer Biogasanlage ergibt sich aus 

der Generatorleistung des BHKW und erstreckt sich 

von einigen kWel bis zu 5 MWel, wobei es sich dann 

um industrielle Anlagen handelt. Die durchschnittliche 

Anlagengröße in Deutschland liegt derzeit 

(Ende 2009) bei 360 kWel. 

Rohstoffbereitstellung 

Rohstoffaufbereitung 

Biogasanlage 

(biochemischer Umwandlungsprozess) 

Biogas Gärrest 

Biogasaufbereitung 

(Entschwefelung) 

(Trocknung) 

Verstromung im BHKW 

Strom Wärme 

Installierte 

Leistung 

Gärrestlager 

Dünger 

Ausbringung auf 

landwirtschaftliche 

Flächen 

Im Hinblick auf die energetische Nutzung ist der Methangehalt des Biogases entscheidend, da nur dieser 

Bestandteil im nach geschaltetem Blockheizkraftwerk (BHKW) in Strom umgewandelt werden kann. In der 

Regel ist vor der Nutzung eine Entschwefelung und Trocknung des Biogases notwendig. Der Gärrest wird 

vor der stofflichen Nutzung als Dünger in einem Gärrestlager zwischengespeichert. Dabei entsteht weiterhin 

eine geringe Menge an Biogas, die dem Gasspeicher zugeführt wird. 

Bereitstellung von 

Endenergie 

Strom 500 kWel 3.900 MWhel/a 1) 

Wärme 560 kWth 4.400 MWhth/a 1) 

1) Langjähriges Mittel aus Gasertragsrechnungen, kann 

bis zu 20 % übertroffen werden 

� Vollbenutzungsstundenzahl 7.800 h/a




� Rohstoffanlieferung und -lagerung 

� Dosiereinrichtung zur Einbringung der Rohstoffe 

in den Fermenter mit integrierter Waage 

� zwei Hauptfermenter à 2.000 m³ und ein Nachgärbehälter, 

ggf. Vorgrube wenn Gülle vergoren 

wird 

� ein Gärrestlager (gasdicht abgedeckt) à 5.000 m³ 

� BHKW-Container (500 kWel) 

� drei Gasspeicher ausgebildet als Traglufthauben 

auf Fermentern und Nachgärbehältern 

� Biogasaufbereitung (Entschwefelungs- und Trocknungsanlage) 

� Technikzentrale, Notfackel 


� Anbindung an das Straßen- und Feldwegenetz 


� Anbindung an einen Wärmeabnehmer, z. B. 

Nahwärmenetz 


� ausgereifte, permanent weiterentwickelte, kommerziell 

breit verfügbare Technologie 

� Für einen soliden Anlagenbetrieb bedarf es der 

Abstimmung zwischen den einzelnen Systemkomponenten. 

� Trends sind im flexibleren Einsatz verschiedener 

Substratsortimente als auch bei der Integration 

von KWK-Prozessen erkennbar. 


� Die Speicherung von Biogas in einem Gasspeicher 

(gasdicht, über- und unterdrucksicher, medien-, 

UV-, temperatur- und witterungsbeständig) 

ist eine bewährte Technologie. Folgende 

Speicherarten kommen in Frage: 

- Niederdruckspeicher: Gängige Speicherart, 

dabei erfolgt die Speicherung im Gasraum der 

Fermenter/Gärrestlager unterhalb des Foliendaches 

und/oder in gesonderten Folienspeichern 

in einschaliger Ausführung oder mit 

Tragluftdach. 

- Mittel- und Hochdruckspeicher: Stahldruckbehälter 

oder -flaschen; aufgrund hohen Betriebsaufwandes, 

hoher Investitionskosten und 

zusätzlichem Energiebedarf sehr seltener Einsatz. 


Typischer Anwendungsfall/Rechtsform 

� dezentral, vor allem im ländlichen Raum 

� Gemeinschaftsanlagen mehrerer Landwirte 

oder Integration in einem vorhandenen landwirtschaftlichen 

Betrieb, der als e. G., GmbH & 

Co. KG oder GbR betrieben wird. Zunehmend 

Betriebsgesellschaften im Besitz von technischen 

Werken, Energieversorgern, Investmentfonds 

und anderen nicht-agrarorientierten Unternehmen 


Der Arbeitsaufwand für den Anlagenbetrieb und 

die Wartung ist abhängig von der installierten 

Leistung und beträgt bei 500 kWel 1.300 Akh/a. 


� Aufwand für Wartungen und Reparaturen: 

3,5 Akh/Woche 

� Aufwand für Störungsbeseitigung: 

2,5 Akh/Woche 



� Stromvergütung über das EEG 

� Förderung von Bioenergieprojekten durch zinsgünstige 

Kredite der KfW 

� diverse Projektförderungen durch Bund und 

Länder für innovative Konzepte 

� Anlagengenehmigung nach Baurecht (oder 

Bundesimmissionsschutzgesetz, ggf. ist eine 

Umweltverträglichkeitsprüfung notwendig) 

� Beim Einsatz von Gülle muss außerdem die 

EU-Hygiene-Verordnung bzw. ihre Umsetzung 

in nationales Recht (Tierische Nebenprodukte- 

Beseitigungsgesetz) beachtet werden. 

� Liegt kein Seuchenfall oder -verdacht vor, sind 

Wirtschaftsdünger von der grundsätzlichen 

Pflicht zur Hygienisierung ausgenommen. 


� Biogas ist für die Grundlaststromerzeugung 

geeignet. 

� Diese Technologie ist ebenso für die Erzeugung 

der Spitzenlast geeignet, da Biogas technisch 

einfach und verlustarm gespeichert werden 

kann. In diesem Fall sind ein ausreichend 

großes Gasspeichervolumen und ein direkt ansteuerbares 

BHKW notwendig. In der Praxis 

hat die Spitzenlaststromerzeugung jedoch 

noch keine Bedeutung. 

15

16 



� landwirtschaftliche Reststoffe (tierische sowie 

pflanzliche Herkunft), v. a. Gülle 

� Nachwachsende Rohstoffe, v. a. Mais, Ganzpflanzensilage 

(z.B. Roggen-GPS), Gras 

� kommunale und industrielle organische Rückstände 

(Lebensmittelindustrie, Bioabfall etc.) 



Maissilage ca. 6.820 t/a 

Roggen-GPS ca. 3.030 t/a 

Schweinegülle ca. 5.300 t/a 

Gesamt ca. 15.150 t/a 


� Silagequalität ähnlich der Milchvieh- bzw. Rinderfütterung, 

d. h. nicht verschimmelt oder verdorben 

sowie die vorsorgliche Entfernung unerwünschter 

Fremdstoffe (Steine, Metallstücke, 

Plastik, etc.) und nicht abbaubarer Stoffe (Holz, 

Sand etc.) 

� keine Belastung der Gülle mit Antibiotika und 

anderen Hemmstoffen 

� Gewährleistung von Homogenität der eingesetzten 

Rohstoffe zur Vermeidung von Schwankungen 

in der Substratzusammensetzung und damit 

Schwankungen in der Gasproduktion/-qualität 

� Konzentration der Schwermetallgehalte im Rahmen 

der gültigen Grenzwerte, Mengenreduktion 

und damit verbundene Aufkonzentration durch 

Vergärung beachten 


� ggf. Eisensalze zur chemischen Entschwefelung 

� ggf. Spurenelementmischungen zur Supplementierung 

bei Monovergärungen (z. B. nur Maissilage) 

� ggf. Enzymmischungen 

� Motoröl 





Gärrest ca. 11.350 t/a 


� Ausbringung des Gärrestes auf landwirtschaftlichen 

Flächen unter Beachtung der rechtlichen 

Vorschriften 

� Es ist ein Zwischenlager notwendig, da laut 

Dünge-VO die Ausbringung zwischen 01.11. und 

31.01. und bei schneebedecktem, tiefgefrorenem 

oder wassergesättigtem Boden rechtswidrig 

ist, i. d. R. werden 180 Tage Lagerkapazität gefordert. 

� Für die Ausbringung werden ca. 450 - 660 ha 

Fläche benötigt (bei 100 - 150 kg Nges/ha bzw. 

17 - 25 m³ Gärrest/ha).


Kosten 



Emissionen 


� Biogas: 297 - 312 CO2-Äq./kWhel /2/ 

� Fossile Referenz Strommix 691 g CO2-Äq./kWhel 

/2/ 

� Einsparung: 42 - 45 % 


� Ammoniak: Erhöhung um 25 % (von 211 auf 

263 g NH3/m³) bei Ausbringung von vergorener 

gegenüber unvergorener Gülle; mittels Optimierung 

der Ausbringungstechnik und schneller Einarbeitung 

kann dies deutlich reduziert werden. 

� Verbrennung im BHKW: Kohlenmonoxid, Stickoxide, 

Schwefeloxide, Formaldehyd, Methan, 

Staub/Ruß 

� TA Luft: Emissionsgrenzwerte werden nicht immer 

sicher eingehalten; 500 kW-Leistungsklasse 

nach TA Luft nicht genehmigungspflichtig, Grenzwerte 

dienen als Richtwerte bei der Betreiberprüfung 

� Sonstige: Im Vergleich zu unbehandelter Gülle 

deutliche Reduzierung der Geruchsemissionen 

und Verbesserung der Pflanzenverträglichkeit bei 

Ausbringung des Gärrestes. 


� Standzeiten: Silomais (Mitte April/Anfang Mai bis 

Mitte September/ Anfang Oktober), Roggen (April 

bis August) 

� Wuchshöhe: Mais (150 - 200 cm), Roggen (150 - 

200 cm) 

Quellen: 

/2/, /10/, /17/, /18/, /33/ 


Es wird angenommen, dass die Gülle vor Ort anfällt und daher voraussichtlich keine Rohstoffbereitstellungskosten 

dafür anfallen. 


Der Strom der Modellanlage wird nach EEG vergütet. Die Wärme wird zu marktüblichen Preisen abgegeben. 

Unter den getroffenen Annahmen liegen die Stromgestehungskosten bei ca. 15,6 bis 17 Cent/kWhel und die 

Endenergiegestehungskosten (Strom und Wärme) bei ca. 7,3 bis 8 Cent/kWh. 

Anlage 


Silo ca. 3.300 m² 

Anlage (ohne Silo) ca. 7.200 m² 

Gesamt ca. 10.500 m² 

Lagerbedarf 

Maissilage ca. 2.300 m² 

Roggen-GPS ca. 900 m² 


Rohstoffe 


Maissilage ca. 560 2) - 840 3) Fahrten/Jahr 

Roggen-GPS ca. 220 2) - 330 3) Fahrten/Jahr 

Schweinegülle ca. 210 4) - 500 5) Fahrten/Jahr 

Gesamt ca. 990 - 1.670 Fahrten/Jahr 

Reststoffe 

Gärrest ca. 470 4) - 500 5) Fahrten/Jahr 

2) Allzweckkipper (22 m³ bzw. 7,5 t), 3) Silieranhänger 

(33 m³ bzw. 11,5 t), 4) Güllefass (24 m³), 5) Güllefass 

(10 m³) 

17

Abb. 6: Biomethananlage 

18 

GROßTECHNISCHE BIOGASEINSPEISEANLAGE 

Wirkungsgrad 



Die Technologiekette besteht aus den beiden Verfahrensschritten 

Biogaserzeugung und Biogasaufbereitung mit 

Einspeisung ins Erdgasnetz. Im ersten Verfahrensschritt 

wird unter anaeroben Bedingungen die Biomasse zu Biogas 

und Gärrest abgebaut. 



Mittels geeigneten Aufbereitungsverfahren wird anschließend das Biogas zu Biomethan aufbereitet, mit dem 

Ziel eine Qualität entsprechend des Erdgases (CH4-Gehalt: 86 - 98 %) zu erreichen. Hierzu zählen unter 

anderem Kondensatabscheidung, Staubfilterung, Entschwefelung, CH4-Anreicherung und die Abtrennung 

von weiteren Gasbegleitstoffen, z. B. Halogenkohlenwasserstoffe, Siloxane und Ammoniak. Das Biomethan 

kann in das Erdgasnetz eingespeist werden und als Substitut für das Erdgas zur Wärme- und Stromerzeugung 

sowie als Kraftstoff verwendet werden. Die in diesem Steckbrief konzipierte Modellanlage betrachtet 

die Kraftstoffnutzung. 

In Abhängigkeit vom eingesetzten Rohstoff und der 

Auslegung der einzelnen Verfahrensschritte beträgt 

der Netto-Gesamtwirkungsgrad 43 - 86 % bezogen 

auf das produzierte Biogas. 

NawaRo-Vergärungsanlage auf der Basis verschiedener 

Energiepflanzen in der Leistungsgröße 

von 350 bis 700 Nm³ Rohgasproduktion pro Stunde 

mit Druckwasserwäsche, Druckwechseladsorption 

oder Aminwäsche zur Gasaufbereitung und 

Einspeisung in ein 16 bar-H-Gasnetz nach vorheriger 

Brennwertkonditionierung mit Propan. Gasnutzung 

als Mix aus KWK, Kraftstoff und Wärme. 

Modellanlage 

Der Leistungsbereich einer Biogaseinspeiseanlage 

liegt bei ca. 1 - 10 MWBiomethan. Dies entspricht ca. 

800.000 - 7.800.000 m³N/a. 


Installierte 

Leistung 

Bereitstellung 

von Endenergie 

Biomethan 10 MWBio-CH4 83 GWhBio-CH4/a 

� Vollbenutzungsstunden 8.300 h/a





� Biogastechnologie 

- Einbringtechnik in den Fermenter 

- Fermenter (Hauptfermenter und Nachgärer) 

- Gärrestlager 

� Technik zur Aufbereitung des Biogases und 

Einbringung ins Erdgasnetz 

- Staub- und Wasserabscheidung, Entschwefelung, 

CO2-Abtrennung 

- Einspeisetechnik ins Erdgasnetz (Verdichter 

und/oder Druckregel- und Messanlagen) 

- Anschluss an das Erdgasnetz in Form einer 

Hochdruck-Ferngasleitung 



(LKW-Tauglichkeit) 

� ggf. Anbindung an das Schienennetz 

� Anbindung an das Erdgasnetz zur Einspeisung 

des Biomethans 


� Die Speicherung von Biogas in Gasspeicher 

(gasdicht, druckfest, medien-, UV-, temperatur- 

und witterungsbeständig) ist eine bewährte 

Technologie und folgende Speicherarten kommen 

in Frage 

- Niederdruckspeicher: gängige Speicherart, 

i. d. R. Folienspeicher 


oder -flaschen; aufgrund hohem Betriebsaufwand 

und Einbringung zusätzlicher 

Energie sehr seltener Einsatz dieser Speicherform 

� Analog zu herkömmlichen Kraftstoffen bzw. 

Erdgas kann das Biomethan im Erdgasnetz zwischengespeichert 

und bei Bedarf entnommen 

werden. 


� Ein Lastmanagement ist durch die Speicherung 

des Rohbiogases möglich. 

� Da ein speicherfähiger Energieträger (Kraftstoff) 

produziert wird, ist ein Lastmanagement der Anlage 

für die Energieträgerabnahme nicht erforderlich. 



� Biogasanlagen sind vorwiegend dezentral im 

ländlichen Raum angesiedelt. 

� Biogasanlagen zur Einspeisung dieser Größe 

haben aufgrund des Rohstoffbedarfes einen 

zentralen Charakter und sind vor allem als Beteiligungsgesellschaften 

in Form einer GmbH 

oder KG organisiert. 


Die Biogaserzeugung mit anschließender Aufbereitung 

und Einspeisung ist eine erprobte Technologie 

und seit einigen Jahren kommerziell verfügbar. 


Für Biomethananlagen werden 0,08 - 0,6 Mitarbeiter 

je MW Anlagenkapazität angenommen. Dies 

entspricht einem Bedarf von zwei bis vier Mitarbeitern 

bei der Modellanlage. 



� BioKraftQuG (für den Modellfall der Kraftstoffbereitstellung) 

� EnergieStG 

� GasNZV 

19

20 




pflanzliche Biomasse), v. a. Gülle 


(z. B. Roggen-GPS), Gras 





Rindergülle ca. 3.519 t/a 


Bioabfall ca. 25.124 t/a 

Weizen-GPS ca. 14.355 t/a 

Roggenkorn ca. 3.587 t/a 



� Silagequalität ähnlich der Milchvieh- bzw. Rinderfütterung, 

d.h. nicht verschimmelt oder verdorben 


Fremdstoffe (Steine, Metallstücke, Plastik etc.) 

und nicht abbaubarer Stoffe (Holz, Sand etc.) 



� Gewährleisten einer Homogenität der eingesetzten 

Substrate zur Vermeidung von Schwankungen 




der gültigen Grenzwerte 


� möglicherweise Enzyme 

� ggf. Spurenelemente oder ähnliches zur Verbesserung 

der Rohbiogasgewinnung 

� evtl. Eisen-II/III-Chlorid zur chemischen Entschwefelung 

� evtl. Aminlösungen 

� evtl. Aktivkohle (Feinentschwefelung) 





Gärrest ca. 55.780 t/a 




Vorschriften 


Dünge-VO die Ausbringung zwischen 01.11. 

und 31.01. und bei schneebedecktem, tiefgefrorenem 

oder wassergesättigtem Boden 

rechtswidrig ist. 

� Für die Ausbringung werden ca. 2.230 - 

3.280 ha Fläche benötigt (bei 100 - 150 kg 

Nges/ha bzw. 17 - 25 m³ Gärrest/ha).


Kosten 




Der Kraftstoff sowie die Reststoffe werden zu marktüblichen Preisen abgegeben. Zudem werden für die Annahme 

von Bioabfall Erlöse erzielt. 

Unter den getroffenen Annahmen ergeben sich Kraftstoffgestehungskosten von ca. 52 bis 59 Cent/lKS bzw. 

5,2 bis 5,9 Cent/kWhel. 

Emissionen 


� Biomethan-Biogas: 86,4 - 162 g CO2-Äq./kWh 

/35/ 

� Fossile Referenz: 302 g CO2-Äq./kWh /38/ 



� beim Substrathandling: Lachgas 

� bei Biogaserzeugung: Methan 

� beim Gärrest: Ammoniak, Lachgas 

� bei Aufbereitung und an der Einspeisestelle: 

CO2, Methanschlupf 



Silomais (Mitte April/Anfang Mai bis Mitte September/ 

Anfang Oktober), Weizen (Frühjahr bis 

Herbst), Roggen (April bis August) 


Mais (150 - 200 cm), Weizen (50 - 100 cm), 

Roggen (150 - 200 cm) 

Quellen: 

/17/, /18/, /20/, /27/, /31/, /35/, /47/ 


Anlage 



Lagerbedarf 


Rohstoffe 


Maissilage ca. 2.190 1) - 3.270 2) Fahrten/Jahr 

Weizen- 

GPS 

ca. 1.250 1) - 1.870 2) Fahrten/Jahr 

Bioabfall ca. 1.860 3) Fahrten/Jahr 

Roggenkorn ca. 120 4) - 150 5) Fahrten/Jahr 

Rindergülle ca. 150 6) - 360 7) Fahrten/Jahr 


Reststoffe 

Gärrest ca. 2.330 6) - 5.590 7) Fahrten/Jahr 

1) Silieranhänger (33 m³ bzw. 11,5 t), 2) Allzweckkipper 

(22 m³ bzw. 7,5 t), 3) Abfallsammlung (13 t), 4) LKW- 

Sattelzug (40 m³ bzw. 25 t) 5) Schlepper mit Gliederzug 

(ca. 2*16 t), 6) Güllefass (24 m³), 7) Güllefass (10 

m³) 

21

22 

LANDWIRTSCHAFTLICHE BIODIESELANLAGE 

Abb. 7: Biodieselanlage in Kölsa (ca. 5.000 tKS/a) 


Die Herstellung von Biodiesel aus tierischen sowie 

pflanzlichen Ölen und Fetten erfolgt über die schrittweise 

Umesterung und der anschließenden Reinigung. Folgend 

wird nur die Biodieselproduktion aus pflanzlichen 

Ölen betrachtet. 

Leistungsbereich Wirkungsgrad 


Modellanlage 


Nach der Reinigung und Zerkleinerung der Ölsaaten werden diese mechanisch ausgepresst. Vor der 

Umesterung sind die Schwebstoffe mittels Filterung oder Sedimentation zu entfernen. Als Nebenprodukt fällt 

Presskuchen an, der u. a. als Futtermittel eingesetzt werden kann. Anschließend erfolgt unter Zugabe eines 

Umesterungsmittels (Alkohol) und eines Katalysators die Umesterung des Pflanzenöles zu einem Ester- 

Alkohol-Gemisch und Rohglycerin bei Umgebungsdruck und Temperaturen von 20 bis 50 °C. Dieser Verfahrensschritt 

läuft in mehreren Stufen ab. Am Ende jeder Stufe ist die Trennung des Reaktionsgemisches in 

entsprechenden Sedimentationsbehältern unabdingbar. Die Abtrennung ist schnell und vollständig zu realisieren, 

zur Vermeidung einer Rückreaktion. Die am Boden abgesetzte Glycerinphase (inkl. des nicht reagierten 

Methanols) wird separat aufbereitet und weiterverwertet. Die Biodieselfraktion wird in mehreren Stufen 

aufbereitet. Zunächst erfolgt eine Wäsche zur Entfernung der Glycerinreste mit einer anschließenden Phasentrennung. 

Abschließend erfolgt die Trocknung und abschließende Destillation des Biodiesels. 

Der Leistungsbereich von Biodieselanlagen im Allgemeinen 

liegt im Bereich 1.800 bis 275.000 Mg/a 

bzw. 2 bis 330 MWKS. 

� Anlieferung und Lagerung des Rohstoffes (Rapssaaten) 

� Aufbereitung des Substrates (rotierende Siebtrommeln, 

Zerkleinerungsaggregat, Schneckenpresse, 

Filtration oder Kammerfilterpressen, Sicherheitsfilter) 

� Rührkessel für die Umesterung, Sedimentationsbehälter 

� Wäscher 

� Verdampfer, eventuell Destillationskolonne 

� Glycerinaufbereitung (Neutralisationsbehälter etc.) 

Rohstoffbereitstellung 

Rohstoffaufbereitung 

(Reinigung, Schälung, Zerkleinerung) 

Pflanzenölproduktion 

(kaltes Pressen, Filtern und Trocknen des Prozessrohöles) 

Presskuchen 

Umesterung 

(Austausch des dreiwertigen Alkohols im Pflanzenöl 

durch einwertigen Alkohol) 

Glycerin 

Aufbereitung 

Der thermische Gesamtwirkungsgrad einer Biodieselanlage 

inklusive Pflanzenölproduktion beträgt ca. 

60 % auf Basis von Rapssaaten. 


Bereitstellung von Endenergie 

Kraftstoff ca. 34.283 MWhKS 

~ 3.300 tKS/a 

Wäsche 

(Entfernung verbleibender Glycerinreste) 

Trocknung 

(Abscheidung von Wasser und Methanol) 

Destillation 

(Vakuumdestillation zur Endreinigung) 

Rapsmethylester (RME) 

� Vollbenutzungsstunden: 5.500 h/a






� hauptsächlich pflanzliche Öle, bevorzugt in 

Deutschland: Rapsöl, Palmöl, Sojaöl 

� tierische Fette 

� Altfett 




� Anbindung an das Straßenwegenetz (LKW- 

Tauglichkeit) 

� Anschluss an das Strom- und Wärmenetz zur 

Deckung des Eigenbedarfs 

Für den Betrieb einer Biodieselanlage dieser Größenordnung 

werden vier Mitarbeiter benötigt. 

Für den Einsatz von Pflanzenölen handelt es sich 

bei diesem Verfahren um eine etablierte Technik, 

insbesondere bei industriellen Biodieselanlagen. 

Bezüglich des Einsatzes von tierischen Fetten 

befindet sich diese Technologie noch in der Entwicklung. 

Rapssaat ca. 9.720 t/a 


� Bei Raps gibt es keine Qualitätsstandards, dennoch 

sollte dieser frei von Störstoffen sein. 

� Für die Lagerung von Raps sollte ein Wassergehalt 

von 9 % nicht überschritten werden. 


� Methanol ca. 409 t/a 

� Kaliumhydoxid ca. 42 t/a 

� Phosphorsäure ca. 12 t/a 

� Wasser ca. 314 t/a 




� Die dargestellte Modellanlage beschreibt ein 

dezentrales Konzept. Industrielle Biodieselanlagen 

haben einen entsprechend höheren 

technischen Aufwand. 

� Die Rechtsform der bestehenden Anlagen ist 

überwiegend die GmbH. 


Analog zu herkömmlichen Kraftstoffen können das 

Pflanzenöl sowie der Biodiesel mittels der bekannten 

Technologien zwischengespeichert werden. 



� BioKraftQuG 


� Biokraft-NachV 

� BImSchG 

Nebenprodukte/Reststoffe Modellanlage 

Nebenprodukte/Reststoff Menge 

Rapspresskuchen 

Rohglycerin 

Abwasser 

ca. 6.320 t/a 

ca. 380 t/a 

ca. 80 t/a 



� Der Presskuchen (inkl. dem weiterhin anfallenden 

Filter- bzw. Sedimentationskuchen) kann 

als Futter- oder Düngemittel in der Landwirtschaft 

eingesetzt werden. Ist diese stoffliche 

Nutzung nicht möglich, so kann der Presskuchen 

in Kompostierungs- bzw. Biogasanlagen 

verwertet werden. 

� Glycerin aus einer solchen landwirtschaftlichen 

Biodieselanlage ist aufgrund des zu hohen Methanolgehaltes 

nicht als Futtermittel einsetzbar. 

Das Glycerin wird an die chemische Industrie 

zur weiteren Aufbereitung und Verarbeitung 

abgegeben. Diese haben in der Regel ein Mindestabnahmevolumen 

von 30.000 l, so dass an 

der Anlage ein Zwischenlager vorzusehen ist. 

23

24 

Kosten 



Emissionen 


� Biodiesel: 151 g CO2-Äq./kWh 


� Einsparung: 50 % /29/ 


� Standzeit von Raps: Aussaat August, Blüte: 

Mai, Ernte: Juli - August 

� Wuchshöhe von Raps: bis 1,50 m 

Quellen: 

/8/, /25/, /31/, /46/ 


Anlage 


Gesamt ca. 100 m² 

Lagerbedarf 

Glycerin k. A. 

Rohstoffe 


Raps ca. 390 Fahrten/Jahr 1) 

Reststoffe 

Rapspresskuchen 

Glycerin 


Der Kraftstoff und die Nebenprodukte (Rapspresskuchen und Glycerin) werden zu marktüblichen Preisen 

abgegeben. 

Unter den getroffenen Annahmen liegen die Kraftstoffgestehungskosten bei ca. 0,93 bis 1,45 €/lKSÄ bzw. 

ca. 0,1 bis 0,16 €/kWh. 


ca. 254 Fahrten/Jahr 2) 

ca. 16 Fahrten/Jahr 3) 

Gesamt ca. 270 Fahrten/Jahr 

1) 3 2) 3 

LKW (35 m bzw. 25 t), LKW (60 m bzw. 25 t), 

3) 3 

LKW (20 m bzw. 25 t)


BIOGASEINSPEISEANLAGE+BRENNSTOFFZELLENNUTZUNG 



Im ersten Verfahrensschritt wird unter anaeroben Bedingungen die Biomasse zu Biogas und Gärrest abgebaut. 

Das Biogas besteht in Abhängigkeit vom eingesetzten Rohstoff aus 50 - 75 % CH4, 25 - 45 % CO2, 2 - 

7 % Wasserdampf sowie weiteren Spurengasen. Zur Erzielung des CH4-Gehalts des Erdgases (86 - 98 %) 

wird das Biogas mittels verschiedener physikalischer, chemischer und biologischer Gasaufbereitungsverfahren 

(Kondensatabscheidung und Trocknung, Staubfilterung, Entschwefelung, CH4-Anreichung, CO2-Abtrennung, 

Abtrennung weiterer Gasbegleitstoffe (Halogenkohlenwasserstoffe, Siloxane und Ammoniak)) zu Biomethan 

aufbereitet, so dass es ins Erdgasnetz eingespeist werden kann. Das eingespeiste Methan kann 

dann bei dem Verbraucher aus dem Erdgasnetz entnommen werden und auf dem elektrochemischen Weg 

in einer Brennstoffzelle in Strom umgewandelt werden. 


� Biogastechnologie 

- Einbringtechnik in den Fermenter 

- Fermenter (Hauptfermenter (ca. 6.000 m³) und 

Nachgärer) 

- Gärrestlager 

� Technik zur Aufbereitung des Biogases und Ein- 

bringung ins Erdgasnetz 

- Staub- und Wasserabscheidung, Entschwefelung, 

CO2-Abtrennung (Druckwasserwäsche) 

- ggf. Einspeisetechnik ins Erdgasnetz (Verdichter 

und/oder Druckregel- und Messanlagen) 

- ggf. Anschluss an Hochdruck- (HD-) Ferngasleitung 

zum Transport des Biomethans 

- Gasmess- und Regelanlage (Nachweis übernommene 

Energiemenge und Brennwert) 

� Rohbiogaskessel zur Eigenwärmeversorgung 

� Hochtemperaturbrennstoffzelle in Form von 

Schmelzkarbonatbrennstoffzellen (MCFC), drei- 

Module zu je 500 kWel 

Abb. 8: 

Aufbereitungsanlage und 

Fermenter der Biogasanlage 

Pliening 

Diese Technologie besteht im Wesentlichen aus den drei Verfahrensschritten 

Biogaserzeugung, Biogasaufbereitung mit Einspeisung 

ins Erdgasnetz und die Verstromung in einer Brennstoffzelle. 

Modellanlage 


Der Leistungsbereich einer Biogaseinspeiseanlage 

liegt durchschnittlich bei 1,2 - 2,4 MWel. Das 

Spektrum realisierter Anlagen reicht allerdings 

von 80 kWel bis 4 MWel installierter Leistung. 

Entsprechend dem Brennstoffzellentyp können 

diese in Ein- oder Mehrfamilienhäuser als auch 

im industriellen Maßstab eingesetzt werden. 


Installierte 

Leistung 

Bereitstellung 


Biomethan 250 m³Bio-CH4/h 1) 

Strom 1.300 kWel 10.400 MWhel/a 

1) Biomethan zur Einspeisung 

Rohstoffbereitstellung und -aufbereitung 

Biogaserzeugung 

(biochemischer Umwandlungsprozess) 

Biogas 

Gasreinigung und -aufbereitung 

Kondensatabscheidung 

Feinentschwefelung 

CH4-Anreicherung 

Abtrennung von Gasbegleitstoffen 

Biomethan 

Einspeisung in das Erdgasnetz 

Brennstoffzelle 

Strom 


25

26 





Wirkungsgrad 

Entsprechend des Brennstoffzellentyps sind elektrischer 

Wirkungsgrade von 30 - 40 % (SOFC-Brennstoffzelle), 

40 - 50 % (PAFC-Brennstoffzelle) sowie 

50 - 60 % (MCFC-Brennstoffzelle) möglich. 



(LKW-und Schleppertauglichkeit) 

� Anschluss an das Erdgasnetz zur Einspeisung 

des Biomethans 

� langfristig ggf. dezentrale Erdgasspeicher für Biomethan 


� Aufwand für Wartungen und Reparaturen: 

5 Akh/Woche 

� Aufwand für Störungsbeseitigung: 

3 Akh/Woche 

� Aufwand für Brennstoffzellen-BHKW sind additiv: 

Erfahrungswerte liegen nicht vor 


� Die Biogaserzeugung und -aufbereitung ist eine 

ausgereifte, seit langem eingeführte und weiterentwickelte, 

kommerziell verfügbare Technologie. 

� Die Brennstoffzellentechnologie befindet sich 

derzeit noch im Labormaßstab. Die MCFC- 

Brennstoffzelle befindet sich derzeit auf der 

Schwelle zur Kommerzialisierung. 

� Die Speicherung von Biogas im Gasspeicher 

(gasdicht, über- und unterdrucksicher, medien-, 

UV-, temperatur- und witterungsbeständig) ist 

eine bewährte Technologie und folgende Speicherarten 

kommen in Frage: 

- Niederdruckspeicher: gängige Speicherart, 

dabei erfolgt die Speicherung im Gasraum der 

Fermenter/Gärrestlager unterhalb des Foliendaches 

und/oder in gesonderten Folienspeichern 

in einschaliger Ausführung oder mit 

Tragluftdach. 


oder -flaschen; aufgrund von hohem 

Betriebsaufwand, hoher Störanfälligkeit und 

zusätzlichem Energieeintrag sehr seltener 

Einsatz. 

� Biomethan kann in Erdgasspeicher zwischengespeichert 

werden und nach Bedarf aus dem 

Erdgasnetz entnommen werden. 


Typischer Anwendungsfall/Anlagenstruktur/Rechtsform 

� Bisher gibt es nur ein Pilotprojekt zur Nutzung 

von Klärgas. 

� Biogasanlagen sind überwiegend dezentral im 

ländlichen Raum zu finden. Biogasanlagen zur 

Einspeisung sind hingegen erst ab einer Größe 

von 1 MWel interessant. 

� Gemeinschaftsanlagen mehrerer Landwirte, 

zunehmend Betriebsgesellschaften im Besitz 

von technischen Werken, Energieversorgern, 

Investmentfonds und anderen nicht-agrarorientierten 

Unternehmen 


ein bis zwei Arbeitskräfte pro Jahr, bei 3.000 AKh 



� Für die Errichtung einer Biogasanlage sind 

eine ganze Reihe rechtlicher Rahmenbedingungen 

erforderlich. Dazu zählen u. a. 

- BauGB 

- BauO 

- BlmSchG 

- 4. BImSchV 

- EG-HygieneV 

- KrW-/AbfG 

- WHG 

- BNatSchG 

� Vergütung des Stroms nach EEG 

� außerdem Förderung von Bioenergieprojekten 

durch zinsgünstige Kredite der KfW, diverse 

Projektförderungen durch Bund und Länder 

� Biogas ist für die Grundlaststromerzeugung 

geeignet. 

� Diese Technologie ist ferner für die Erzeugung 

der Spitzenlast angebracht, da Biogas technisch 

einfach und verlustarm gespeichert werden 

kann. In diesem Fall sind ein ausreichend 

großes Gasspeichervolumen und ein direkt ansteuerbares 

BHKW notwendig. In der Praxis 

hat die Spitzenstromerzeugung jedoch noch 

keine Bedeutung. 

� Die Brennstoffzelle weist einen großen Lastmodulationsbereich 

(20 bis 100 %) auf. Folglich 

ist diese für die Grundlast- sowie Spitzenlastversorgung 

geeignet.





pflanzliche Herkunft), v. a. Gülle 


(z.B. Roggen-GPS), Gras 






Schweinegülle ca. 2.700 t/a 



� Silagequalität ähnlich der Milchvieh bzw. Rinderfütterung, 

d.h. nicht verschimmelt oder verdorben 


Fremdstoffe (Steine, Metallstücke, Plastik etc.) 

und nicht abbaubare Stoffe (Holz, Sand etc.) 

� Keine Belastung der Gülle mit Antibiotika und 








durch Vergärung beachten 

� Minimierung des Störstoffanteils (z. B. Nägel, 

Überlängen etc.) 


� Spurenelementmischungen zur Supplementierung 

bei Monovergärungen (z. B. nur Maissilage) 

� ggf. Enzymmischungen 

� Eisensalze zur chemischen Entschwefelung 




Gärrest ca. 21.360 t/a 




Vorschriften 




oder wassergesättigtem Boden 

rechtswidrig ist. 

� Für die Ausbringung werden ca. 850 -1.260 ha 

Fläche benötigt (bei 850 - 1.300 kg Nges/ha 

bzw. 17 - 25 m³ Gärrest/ha). 

27

28 

Kosten 



Emissionen 







Der Strom der Modellanlage wird nach EEG vergütet. Der Gärrest wird zu marktüblichen Preisen abgegeben. 

Unter den getroffenen Annahmen liegen die Stromgestehungskosten bei ca. 20,5 bis 22,9 Cent/kWhel. 


� Biogas Brennstoffzelle: 241 g CO2-Äq./kWhel /2/ 

� Fossile Referenz Strommix 691 g CO2-Äq./kWhel 

/2/ 



� keine Geruchsbelästigung bei der Lagerung der 

Grünmasse, aber im Umkreis von ca. 300 m 

während der Beschickung (ca. eine Stunde pro 

Tag) des Vorratsbehälters 

� Bei der Zwischenlagerung der Gärreste entstehen 

kaum Gerüche; dennoch sollte das Lager 

abgedeckt werden. 

� Insgesamt wird die Geruchsbelästigung zum 

herkömmlichen landwirtschaftlichen Betrieb verringert, 

da geruchsintensive Stoffe prozessbedingt 

abgebaut werden. 

� Bei der Anlieferung von Gülle kann es durchaus 

zu Geruchsbelästigungen kommen. 

Quellen: 

/2/, /9/, /12/, /17/, /18/, /20/, /22/, /29/, /30/, /33/, 

/40/, /47/ 

� Standzeiten: Silomais (Mitte April/Anfang Mai 

bis Mitte September/ Anfang Oktober) 

� Wuchshöhe: Mais (150 - 200 cm) 

Anlage 


Lagerbedarf 

Maissilage ca. 7.000 m² 

Gärreste ca. 5.000 m² 


Rohstoffe 


Schweinegülle ca. 120 6) - 270 7) Fahrten/Jahr 


Reststoffe 

Gärrest ca. 890 6) - 2.140 7) Fahrten/Jahr 

4) Allzweckkipper (22 m³ bzw. 7,5 t), 5) Silieranhänger 

(33 m³ bzw. 11,5 t), 6) Güllefass (24 m³), 7) Güllefass 

(10 m³)




BIOMASSEVERGASUNGSANLAGE 


Abb. 9: Gleichstromvergaser mit motorischer Gasnutzung 

(2 x 250 kWel) 

Bei der thermo-chemischen Vergasung werden biogene Festbrennstoffe mit Hilfe eines Vergasungsmittels, 

z. B. Luft unterstöchiometrisch (λ

30 

Infrastrukturbedarf Stand der Technik 

� Anbindung an das Straßennetz (LKW-Tauglichkeit) 


� Anbindung an Nahwärmenetz mit Wärmeabnahme 



� Relevante Emissionsrichtlinien: 

- baurechtliche Länderverordnungen 

- EnWG 

- BlmSchG, TA Luft, 4. BlmSchV, 13. BlmSchV, 

17. BlmSchV 

� Relevante Richtlinien für Umgang mit Reststoffen: 

- KrW-/AbfG 

- WHG 

- AbwV 

- EnergieStG 


� Waldrestholz 

� Holz aus Kurzumtriebsplantagen 

� Industrieholz 

� Rohstoffform: Hackschnitzel mit einer einheitlichen 

Körnung 



Hackschnitzel (Waldrestholz, 

Kurzumtriebsplantagen (KUP)) 





ca. 4.500 t/a 

Der Brennstoff muss an das Bedürfnis der Anlage 

angepasst sein, welches zur Minimierung des Bereitstellungsaufwandes 

möglichst außerhalb der 

Anlage vorzunehmen ist. Hierzu zählt: 

� gleichmäßiger Wassergehalt des Brennstoffes 

(gegebenenfalls Trocknung vorschalten) 

� Korngrößenverteilung (eventuell Feinkornabtrennung) 

� ggf. Einsatz aschearmer Brennstoffe (geringer 

Rindenanteil) 

� Minimierung des Störstoffanteils (z. B. Nägel, 


� Wasser, Luft 

� gegebenenfalls weitere Hilfsstoffe (z. B. Kalkstein, 

RME, Aktivkohle) 






� etablierte Technik bei Vergasung fossiler Energieträger, 

derzeit Anpassung an Biomassenutzung 

� Zurzeit befinden sich eine Vielzahl an Verfahren 

im Entwicklungs- bzw. Demonstrationsstadium auf 

der Schwelle zum kommerziellen Betrieb. 

Speicheroption und Lastmanagement 

� Eine Speicherung des Rohgases ist aufgrund des 

hohen Wasserstoffgehaltes nicht möglich. 

� Technologie zur Deckung der Grundlast geeignet 

Betrieb ist ohne ständige Beaufsichtigung möglich, 

allerdings Personalbedarf bei Beschickung der Anlage 

sowie für Koordinations-, Wartungs- und Instandhaltungsaufgaben 

(insgesamt ein bis zwei Personen) 


Asche 

- bei Waldrestholz 

- bei KUP 

ca. 20 - 30 t/a 

ca. 50 - 80 t/a 

mit Teer beladenes Abwasser (0 - 30 l/tBrennstoff’) 

Feinanteile aus der Brennstoffsiebung 

� Rostasche: Einsatz gemäß DüngeVO möglich, 

sofern verbleibende Schwermetallgehalte und das 

Eluatverhalten der Asche die Richtwerte einhält. 

Ist dies nicht der Fall, so ist eine Verbrennung oder 

Vergasung der Asche nachzuschalten. 

� Zyklon- und Flugasche: Einsatz im Baugewerbe 

oder als Füllstoff im Bergversatz möglich, ansonsten 

Deponierung gemäß TA Siedlungsabfall erforderlich 

(Kosten!) 

� Abwasser: Abscheidung von Staub und Teer aus 

dem kreislaufgeführten Waschwasser mit anschließender 

thermischer Nutzung in einer Biomassefeuerung; 

nur mit hohem technischen Aufwand 

zu realisierbar 

� Feinanteile aus Brennstoffsiebung, kohlenstoffhaltige 

Aschen aus Vergasung, Staub-Teer-Gemisch 

aus Gasreinigung: Nutzung in einer parallel geschalteten 

Biomassefeuerung zur internen Wärmeerzeugung 

für die Trocknungs- und Verbrennungsluftvorwärmung


Kosten 



Wirkung auf Landschaftsbild Flächenbedarf 

Emissionen 



Der Strom der Modellanlage wird nach EEG vergütet. Die Wärme wird zum marktüblichen Preis abgegeben. 

Unter den getroffenen Annahmen liegen die Stromgestehungskosten bei ca. 18 bis 21 Cent/kWhel und die 

Endenergiegestehungskosten bei ca. 9,5 bis 10,5 Cent/kWh. 


Die Verwendung von Waldrestholz wirkt sich 

nicht auf die Standzeiten der Wälder etc. aus, 

da es sich hierbei um Reste der Pflegemaßnahmen 

handelt. Bei KUP handelt es sich um 

Dauerkulturen, die in 20 Nutzjahren drei bis 



Wie oben erwähnt, handelte es sich bei Waldrestholz 

um Reststoffe der Pflegemaßnahmen. 

Die Kurzumtriebsplantagen erreichen entsprechend 

des Ernteturnus sechs bis acht Metern. 


� WRH Vergasung: 91 g CO2-Äq./kWhel /2/ 

� KUP Vergasung: 112 g CO2-Äq./kWhel /2/ 

� Fossile Referenz Erdgas BHKWel: 649 g CO2- 

Äq./kWhel /2/ 

� Einsparung: 85 bzw. 83 % 


� Bei unzureichender Trocknerdimensionierung 

sind Staub, organische Säuren, Alkohole und 

Gerbsäuren als Emissionen möglich. 

� durch motorische Nutzung des Gasmotors: Kohlenmonoxid, 

Stickstoffoxide, Kohlenwasserstoffe, 

Schwefeloxide 

Quellen: 

/2/, /4/, /19/, /21/, /27/, /31/, /36/, /48/ 

Anlage 


Lagerbedarf 

� In Abhängigkeit vom Holzsortiment (Waldrestholz, 

KUP) kann die Brennstoffbevorratung 

zwischen wenigen Tagen und mehreren Wochen 

schwanken (abhängig von Schnittzeiten 

und anfallenden Mengen). 

� große Schwankungsbreiten bei vorhandenen 

Modellanlagen 

Rohstoffe 


Hackschnitzel ca. 190 1) - 400 2) Fahrten/Jahr 

Reststoffe 

Asche von 

Waldrestholz 

Asche von 

KUP 

ca. 2 - 3 1) Fahrten/Jahr 

ca. 5 - 7 1) Fahrten/Jahr 

1) LKW (90 - 100 m³ bzw. 25 t), 2) LKW (40 m³ bzw. 12 t) 

31

32 



Modellanlage 


Wirkungsgrad 


DEZENTRALE BIOETHANOLANLAGE MIT SCHLEMPEVERGÄRUNG 


Abb. 10: Biogasanlage zur Schlempevergärung (vorne) 

für Brennerei in Altheim (hinten) 

In diesem Konzept zur dezentralen Bioethanolherstellung 

wird Getreide als Rohstoff eingesetzt. Dieses wird 

gemahlen, damit die Stärke durch Enzyme zu Glucose 

umgesetzt werden kann. Diese wird der Fermentation 

durch Hefen zugeführt. Als Produkt der Fermentation 

entsteht eine alkoholische Maische mit einem Ethanolgehalt 

von 8 - 10 %. 

Mittels den thermischen Trennverfahren der Destillation und Rektifikation wird der Ethanolgehalt auf einen 

Anteil von ca. 96 % erhöht, bevor in der folgenden Absolutierung das restliche Wasser entfernt wird. Bei der 

Destillation entsteht als Zwischenprodukt die Schlempe, die zur Erzeugung von Biogas eingesetzt wird. Mit 

dem Biogas wird in einem BHKW Strom und Wärme produziert. Die Wärme wird innerhalb der Technologiekette 

zur Destillation des Bioethanols eingesetzt und der überschüssige Strom ins Netz eingespeist. Die 

Gärreste der Biogasproduktion werden als Düngemittel ausgebracht. 

Für dezentrale Bioethanolanlagen mit Schlempevergärung 

wird eine Anlagengröße von etwa 4.000 

bis 10.000 Mg/a angesetzt (entsprechen 106.800 

bis 267.000 GJ/a). Mit innovativen Schlempevergärungskonzepten 

können auch größere Konzepte 

verwirklicht werden. 

� Anlieferung und Lagerung des Rohstoffes (Silos) 

� Vorbehandlung des Rohstoffes (Hammermühle, 

Siebe (Trennkorn: 1,5 mm)) 

� Maischebottich 

� Hydrolysebehälter 

� Gärbehälter 

� Destillationskolonnen 

� Biogasanlage (Dosiereinrichtung, Substrateinbringung, 

Hauptfermenter, Nachgärbehälter, Gärrestlager) 

� BHKW (Gasspeicher, Notfackel, Technikzentrale) 

Das dezentrale Konzept bietet Vorteile bei der 

Schließung von Nährstoffkreisläufen. Jedoch ergeben 

sich hohe Kosten, da Skaleneffekte bei Investitionen 

für die Anlagen nicht ausgenutzt werden können; 

bislang daher eine Nischenanwendung. 

Der thermische Gesamtwirkungsgrad dieser Anlagen 

beträgt 45 - 70 %. 


Installierte 

Leistung 


Endenergie 

Kraftstoff 6.700 kW ca. 53.600 MWh/a 1) 

Wärme ca. 26.400 MWh/a 2) 

Strom 2.700 kW ca. 22.800 MWh/a 

1) 

ca. 9 Mio. l/a 

2) 

entspricht dem Eigenbedarf der Bioethanol- und Biogasanlage 





� Anbindung an das Straßennetz (LKW-Tauglichkeit) 

� ggf. Anbindung an das Schienennetz 

� Anschluss an das Stromnetz 

� Abfüllanlage für das Ethanol 


� Die Produktion von Ethanol ist ein langjährig 

erprobtes Verfahren. 

� Die Schlempevergärung befindet sich derzeit in 

der Phase der Marktimplementierung. Eine Anwendung 

für Großanlagen setzt Biogasfermenter 

mit hohen Durchsatzraten voraus und verlangt 

ein effektives Logistikkonzept für das Gärresthandling. 


� Die Speicherung von Biogas im Gasspeicher 

(gasdicht, druckfest, medien-, UV-, temperatur- 

und witterungsbeständig) ist eine bewährte 

Technologie und folgende Speicherarten kommen 

in Frage: 

� Niederdruckspeicher: gängige Speicherart; 

dabei erfolgt die Speicherung im Gasraum 

der Fermenter/Gärrestlager unterhalb des Foliendaches 

und/oder in einem gesonderten 

Folienspeicher. 

� Mittel- und Hochdruckspeicher: Stahldruckbehälter 

oder –flaschen; aufgrund von hohem 

Betriebsaufwand und Einbringung zusätzlicher 

Energie sehr seltener Einsatz 

� Analog zu herkömmlichen Kraftstoffen kann 

Bioethanol mittels der bekannten Technologien 

gespeichert werden. 



� u. a. Beteiligungsgesellschaften in Form von 

GmbH oder KG 

� einige kleinere landwirtschaftliche Anlagen, 

zunehmend moderne Großanlagen 

� dezentral möglich 


acht Arbeitskräfte pro Jahr, bei ca. 3.000 AKh 



Für die Errichtung einer Bioethanolanlage sind 



� BImschG 


� BiokraftQuG 


� Dünge-VO 


Biogas 

� Biogas eignet sich für die Grundlaststromerzeugung. 

� Diese Technologie ist ebenso für die Erzeugung 

der Spitzenlast angebracht, da Biogas 

technisch einfach und verlustarm gespeichert 

werden kann. In diesem Fall sind ein ausreichend 

großes Gasspeichervolumen und ein direkt 

ansteuerbares BHKW notwendig. 

33

34 




� zuckerhaltige Rohstoffe (z. B. Zuckerrübe, -rohr) 

� stärkehaltige Rohstoffe (z. B. Getreide, Mais) 



Weizen ca. 22.500 t/a 

Gülle (als Co-Substrat für 

die Biogasanlage) 

Maissilage (als Co-Substrat 

für die Biogasanlage) 


Weizen: 

� keine Störstoffanteile 

� hohe Stärkegehalte, niedriger Ligninanteil 

Biogas: 

� Silagequalität ähnlich der der Milchvieh- bzw. 

Rinderfütterung, d. h. nicht verschimmelt oder 

verdorben sowie die vorsorgliche Entfernung unerwünschter 

Fremdstoffe (Steine, Metallstücke, 

Plastik, etc.) und nicht abbaubarer Stoffe (Holz, 

Sand etc.) 






Schwankungen in der Gasproduktion/-qualität. 



durch Vergärung beachten. 


� Schwefelsäure: ca. 23 t/a 

� Enzyme: ca. 11 t/a 

� Antischaummittel: ca. 1 t/a 

ca. 11.480 t/a 

ca. 27.700 t/a 




Gärrest ca. 117.740 t/a 




Vorschriften 




oder wassergesättigtem Boden rechtswidrig 

ist. 

� Ca. 4.710 - 6.930 ha Fläche wird für die Ausbringung 

benötigt (bei 100 - 150 kg Nges/ha bzw. 

17 - 25 m³ Gärrest/ha).



Kosten 



Der Kraftstoff und die Gärreste werden zu marktüblichen Preisen abgegeben. Der Strom der Modellanlage 

wird nach EEG vergütet. 

Unter den getroffenen Annahmen ergeben sich Stromgestehungskosten von ca. 11,7 bis 12,7 Cent/kWh und 

Kraftstoffgestehungskosten von ca. 0,7 bis 0,75 €/lKSÄ sowie Endenergiegestehungskosten von ca. 6,1 bis 

6,6 Cent/kWh. 

Emissionen 


� Ethanol: 71 g CO2-Äq./kWh /43/ 

� Fossile Referenz: 302 CO2-Äq./kWh /38/ 

� Einsparung: 76,5 % 



� Standzeiten: Weizen (Frühjahr bis Herbst), 


Anfang Oktober) 

� Wuchshöhe: Weizen (50 - 100 cm), Silomais 

(150 - 200 cm) 

Quellen: 

/2/, /22/, /28/, /31/, /34/, /37/, /39/, /41/, /42/, /52/ 

Anlage 


Gesamt derzeit keine Angaben 

Lagerbedarf 

Weizen 1) ca. 1.900 m 3 

Maissilage ca. 9.750 m³ 

Gesamt ca. 11.650 m³ 

1) zur Überbrückung des Monatsbedarfes 

Rohstoffe 


Weizen ca. 710 2) - 900 3) Fahrten/Jahr 


Schweinegülle ca. 480 6) - 1.150 7) Fahrten/Jahr 

Gesamt ca. 3.600 - 5.650 Fahrten/Jahr 

Reststoffe 

Gärrest ca. 4.910 6) - 11.780 7) Fahrten/Jahr 

2) 3) 

Sattelzug (40 m³ bzw. 25 t), Schlepper mit Gliederzug 

(ca. 2*16 t), 4) Allzweckkipper (22 m³ bzw. 7,5 t), 

5) 6) 

Silieranhänger (33 m³ bzw. 11,5 t); Güllefass (24 

m³), 7) Güllefass (10 m³) 

35

36 



ZENTRALE LIGNOCELLULOSEBASIERTE BIOETHANOLANLAGE 




Die Produktion von Bioethanol aus lignocellulosehaltigen Rohstoffen (z. B. Stroh, Miscanthus oder Holz) 

befindet sich derzeit weltweit in der Entwicklung. In dem dargestellten Konzept findet eine Vorbehandlung 

durch das „Steam Explosion“-Verfahren statt. Dabei wird das Material mit Dampf bei 10 bis 25 bar Druck 

beaufschlagt. Nach der Vorbehandlung kann die Cellulose durch Enzyme zu Glucosezucker abgebaut werden. 

Durch eine Filtration wird das Lignin abgetrennt und dient zur Wärmebereitstellung bei gleichzeitiger 

Stromproduktion in einer KWK-Anlage. Während der alkoholischen Fermentation wird der in der Maische 

gelöste Zucker durch geeignete Mikroorganismen zu Ethanol vergoren. Anschließend wird das Wasser/Ethanol 

Gemisch zunächst durch thermische Trennverfahren der Destillation und Rektifikation bis auf 

einen Ethanolgehalt von 90 bis 94 Gew.% zerlegt. Dabei entsteht als Nebenprodukt in großen Mengen die 

sog. Schlempe, die das Wasser, die Hefe und den unvergorenen Rohstoff enthält. Die weitere Absolutierung 

wird anschließend mittels Molekularsiebe realisiert. 

50 bis 200 kt/a Ethanol 

� Rohstofflager 

� Mühlen 

� Lignocellulose-Vorbehandlung 

� Hydrolysebehälter 

� Gärbehälter 

� Destillationskolonnen 

� Molekularsieb 

� Schlempetrocknung 

Abb. 11: 

Destillations- 

kolonnen 

Modellanlage 

Bislang kommt diese Technologie nur in Versuchs- 

und Demonstrationsanlagen zum Einsatz. Ob eine 

Anwendung im dargestellten Maßstab realisierbar 

ist, hängt u. a. stark von der wirtschaftlichen Bereitstellung 

der Rohstoffe ab. 


Leistung Bereitstellung 


Kraftstoff 157 MW ca. 170.000 t/a 

~ 215 Mio. l/a 

Strom 0,6 MW 4.800 MWh/a 





� LKW-Zugang 

� Gleisanbindung 

� Zugang zu Wasserwegen vorteilhaft 

� Anbindung an das Stromnetz 


� bislang nur als Pilot-/Demoanlage installiert 

� Die Kommerzialisierung wird mittelfristig erwartet, 

wenn technische und ökonomische Herausforderungen 

gemeistert werden können. 

ca. 36 Mitarbeiter 



� Landwirtschaftliche Reststoffe: Stroh 

� Cellulosehaltige Rohstoffe wie: 

- organische biogene Abfallfraktionen 

- Restholz aus Forstwirtschaft 

- Energiepflanzen (z.B. Miscanthus, Getreideganzpflanzen, 

KUP) 

Anfoderungen an Rohstoffqualität 





bislang unbekannt, da keine Anlagen kommerziell 

realisiert 



Für die Errichtung einer Bioethanolanlage sind 



� BImSchG 





Rohstoffbedarf für die Modellanlage Verwertungs- und Entsorgungsmöglichkeiten 


Stroh ca. 780.000 t/a 

� keine Störstoffanteile 

u. a. 

� Schwefelsäure (45.520 t/a) 

� Ammoniak (13.340 t/a) 

� Antischaummittel (82 t/a) 

� anorganische Chemikalien (539 t/a) 


Dünger aus anaerober 

Schlempevergärung 

148.300 t/a 

� Ligninfraktion dient zur Energiebereitstellung 

durch Verbrennung oder Vergasung. 

� Perspektivisch ist auch eine stoffliche Nutzung 

des Lignin möglich � Forschungsbedarf. 

� Melasse aus C5-Zuckern kann als Futtermittelzusatz 

eingesetzt werden. 

� C5-Zucker könnte mit speziellen Mikroorganismen 

zu Ethanol vergoren werden � Forschungsbedarf. 

37

38 

Emissionen 






Kosten 



Der Kraftstoff wird zum marktüblichen Preis verkauft. 

Unter den getroffenen Annahmen liegen die Bioethanolgestehungskosten bei ca. 35,33 €/GJ bzw. 0,75 €/lKSÄ. 


� Ethanol Weizenstroh: 47 g CO2-Äq./kWh /38/ 

� Ethanol Kulturholz: 90 g CO2-Äq./kWh /38/ 


� Einsparung: 84,5 bzw. 70 % 

� Standzeiten: Weizen (Frühjahr bis Herbst), 


Anfang Oktober) 

� Wuchshöhe: Weizen (50 - 100 cm), Silomais 

(150 - 200 cm) 

Quellen: 

/28/, /41/ 


Anlage 

Gesamt Bislang unbekannt 

Lagerbedarf 

ca. 76.321 m³ für den 5-Tagesbedarf 

Rohstoffe 

Stroh 2.007 Züge/a 1) 

1.871 Binnenschiffe/a 2) 

1) 2) 

bei einer Zuglänge von max. 750 m, Binnenschiff 

3.000 m 3 

Reststoffe 

Dünger 7.415 Fahrten/a 3) 

3) LKW ca. 20 t


Abb. 12: Biomasse-Vergasungskraftwerk Güssing 



BIO-SNG-ANLAGE 


Diese Technologiekette stellt eine Kombination der thermochemischen 

Biomassevergasung und der anschließenden Methansynthese 

dar. Bei der thermo-chemischen Vergasung werden 

biogene Festbrennstoffe unterstöchiometrisch, d. h. unter 

Zugabe einer zur vollständigen Verbrennung unzureichenden 

Sauerstoffmenge, unter Anwesenheit eines Vergasungsmittels in 

ein brennbares Gasgemisch (Rohgas) konvertiert. 

Für die Vergasung zur Bio-SNG-Erzeugung sind Anlagen im Leistungsbereich einiger MW erforderlich. 

Daher werden im Regelfall Wirbelschichtvergaser verwendet. Das Rohgas setzt sich, in Abhängigkeit vom 

eingesetztem Brennstoff, Vergasungsmittel und Prozessparametern, aus CO, H2, CO2, CH4 und ggf. Stickstoff 

zusammen. Die im Rohgas enthaltenen Verunreinigungen (Partikel, Schwefel-, Halogen- und Stickstoffverbindungen) 

sind vor der Synthese zu Roh-SNG (Synthetic Natural Gas) mittels geeigneter chemischer 

und physikalischer Aufbereitungsschritte zu entfernen. Die Methanisierung (SNG-Synthese) findet als 

katalytischer Prozess in Wirbelschicht- oder in Festbettreaktoren statt. Nach der Synthese ist das Roh-SNG 

in einem weiteren Aufbereitungsschritt (z. B. Gastrocknung, Kohlendioxidentfernung) zu Bio-SNG aufzubereiten, 

bevor es dann in das Erdgasnetz eingespeist werden kann. 

Folgende Leistungsbereiche sind derzeit im Demonstrationsmaßstab 

realisiert worden: 

� Wirbelschichtvergasung: bis 50 MWFWL 

� Methanisierung: 1 MWBio-CH4 


� Biomassetrocknung 

� Biomassevergasung (allotherme Wirbelschichtvergasung) 

� Precoatfilter, RME-Wäscher, Kompression, Aktivkohlebett, 

ZnO-Bett, Wirbelschichtmethanisierung 

� Biomethanaufbereitung (saure Wäscher, Aminwäscher, 

Gastrocknung, Wasserstoffabtrennung, 

Kompression) 

� ORC-Prozess, Kühlsystem und Dampferzeuger 

Modellanlage 

Wirkungsgrad 

Der Wirkungsgrad beträgt ca. 59 - 72 %. 


Biomethan 

Installierte 

Leistung 

75 MWBio-CH4 


Endenergie 

608.000 MWhBio-CH4/a 

Wärme 1,9 MWth 15.600 MWhth/a 

Strom 2,3 MWel 18.000 MWhel/a 1) 

1) Der gesamte entstehende Strom wird für den Prozess 

benötigt, zudem ist ein weiterer Zukauf von 35.000 

MWh/a notwendig. 


39


� Anbindung an das Straßennetz 

� Anbindung an das Schienen- ggf. Wasserstraßennetz 

� Anbindung an das Erdgasnetz zur Einspeisung 

des Biomethan 

� Anschluss an das Wärmenetz 

40 


� Die Speicherung des Rohgases ist aufgrund der 

hohen Wasserstoffkonzentration nicht möglich. 

� Analog zu herkömmlichen Kraftstoffen und Erdgas 

kann das Biomethan im Erdgasnetz zwischengespeichert 

und bei Bedarf entnommen 

werden. 


Da ein speicherfähiger Energieträger (Kraftstoff) in 

Form von Bio-SNG produziert wird, ist ein Lastmanagement 

der Anlage im Sinne der Energieträgerabnahme 

nicht erforderlich. 








� derzeit im Demonstrationsmaßstab (Anlage mit 

1 MWBio-CH4) 

� Bis dato ist noch keine Marktreife und kein 

kommerzieller Betrieb einer solchen Anlage 

vorhanden. 

� Mit einer kommerziellen Verfügbarkeit solcher 

Anlagen wird in wenigen Jahren gerechnet. 



ca. zehn Mitarbeiter 


Geeignete Rohstoffe Reststoffanfall der Modellanlage 

� Waldrestholz 

� Holz aus Kurzumtriebsplantagen 

� Alt- und Industrieholz 

� Rohstoffform: Hackschnitzel mit einheitlicher 

Körnung 


Holz aus KUP ca. 178.200 t/a 

Waldrestholz ca. 153.900 t/a 


� geringe Rindenanteile 

� Brennstoff muss an Bedürfnisse der Anlage angepasst 

sein, welches außerhalb der Anlage zur Minimierung 

des Bereitstellungsaufwandes möglichst 

vorzunehmen ist. Hierzu zählen: 

- gleichmäßiger Wassergehalt des Brennstoffes 

(gegebenenfalls Trocknung) 

- Korngrößenverteilung (evt. Feinkornabtrennung) 

- Einsatz aschearmer Brennstoffe (geringer Rindenanteil) 

- Minimierung des Störstoffanteils (z. B. Nägel, 


� BioKraftQG 

� EnStG 


Asche von Waldrestholz ca. 500 t/a 

Asche von Holz aus KUP ca. 1.500 t/a 



� Rostasche: Einsatz gemäß Dünge-VO möglich, 

sofern verbleibende Schwermetallgehalte und 

das Eluatverhalten der Asche die Richtwerte 

einhält. Ist dies nicht der Fall, so ist eine 

Verbrennung oder Vergasung der Asche nachzuschalten. 

� Filterasche: Kann im Baugewerbe oder als 

Füllstoff im Bergversatz eingesetzt werden, ansonsten 

ist eine Deponierung gemäß der TA 

Siedlungsabfall erforderlich. 


� Siliziumoxid SiO2 

� Aktivkohle 

� Zinkoxid (ZnO) 

� Nickel-Katalysator 

� Calciumkarbonat (CaCO3) 

� RME


Kosten 


Emissionen 




Der Kraftstoff und die Wärme werden zu marktüblichen Preisen abgegeben. 

Unter den getroffenen Annahmen ergeben sich Kraftstoffgestehungskosten von ca. 7,7 bis 9,4 Cent/kWhel 

und Endenergiegestehungskosten von ca. 7,5 bis 9,1 Cent/kWh. 


� Bio-SNG: 100 - 128 g CO2-Äq./kWh /35/ 




� Bei unzureichender Trocknerdimensionierung 

sind Staub, organische Säuren, Alkohole und 

Gerbsäuren als Emissionen möglich. 


Die Verwendung von Waldrestholz bzw. Landschaftspflegeholz 

wirkt sich nicht auf die Standzeiten 

der Wälder etc. aus, da es sich hierbei um 

Reste der Pflegemaßnahmen und nicht um Anbaubiomasse 

handelt. Im Gegensatz dazu handelt 

es sich bei Kurzumtriebsplantagen um eigens 

für die energetische Nutzung angebaute 

Biomasse. Diese Dauerkulturen weisen eine 

Nutzzeit von 20 Jahren auf und können in diesem 

Zeitraum drei- bis sechsmal geerntet werden. 


Wie bereits oben erwähnt, handelte es sich bei 

LPH und Waldrestholz um Reststoffe und nicht 

um Anbaubiomasse. KUP erreicht entsprechend 

des Ernteturnus und der Pflanzenart eine 

Wuchshöhe von sechs bis acht Metern. 

Quellen: 

/3/, /17/, /19/, /27/, /31/, /32/, /35/ 


Anlage 


Gesamt keine Angaben möglich 

Lagerbedarf 

In Abhängigkeit vom Holzsortiment (Waldrestholz, 

KUP) kann die Brennstoffbevorratung 

zwischen wenigen Tagen und mehreren Wochen 

schwanken (abhängig von Schnittzeiten 

und anfallenden Mengen). 

Rohstoffe 

Hackschnitzel 

Reststoffe 


ca.13.290 2) - 27.680 3) Fahrten/Jahr 

ca. 640 4) Züge/Jahr 

Asche ca. 170 3) Fahrten/Jahr 

2) 3) 

LKW (90 - 100 m³ bzw. 25 t), LKW (40 m³ bzw. 

12 t), 4) Züge mit ca. 20 Wagen (86 m³ bzw. 26 t) 

41

42 

Abb. 13: Beta-Anlage Freiberg 

FISCHER-TROPSCH-DIESEL-ANLAGE 


Eine Anlage zur Bereitstellung von Fischer-Tropsch-Diesel 

erzeugt über die Vergasung fester Biomasse ein Rohgas, 

welches nach Aufbereitung über die Fischer-Tropsch- 

Synthese zu Dieselkraftstoff synthetisiert wird. Für die 

Erzeugung von Synthesegas auf Basis von Lignocellulose 

über den Weg der Vergasung sind verschiedene Kombinationen 

mit nachgeschalteten Komponenten zur Gasaufbereitung 

(d. h. Rohgasreinigung, Gaskonditionierung u. a. 


mit dem Ziel der Einstellung des Stöchiometriefaktors) in der Entwicklung. Die FT-Synthese beinhaltet die 

exotherme katalytische Konversion von CO zu H2 und H2O und CH2-Kettenbausteinen, die sich abhängig 

von der Kettenwachstumswahrscheinlichkeit zu Kohlenstoffwasserketten zusammenfügen. Die Selektivität 

der Synthese ist abhängig vom Stöchiometriefaktor des Synthesegases, vom Reaktortyp sowie vom eingesetzten 

Katalysator, Temperatur und Druck. Die anschließende FT-Produktaufbereitung umfasst u. a. die 

Fraktionierung in Diesel, Benzin und Wachse sowie für eine höhere Ausbeute an Dieselkraftstoffen das sog. 

Hydrocracking der Wachse. 

Anlagenkomponenten Betriebskennzahlen der Modellanlage 

� Biokraftstoffanlage auf Basis von Lignocellulose 

(je nach Anlagentyp überwiegend holzartige Biomasse 

wie KUP, Waldrestholz, teils ebenso 

Halmgut, wie Stroh) mit Anlagen zur Vergasung 

und Synthese zu FT-Diesel 

� Die Konversionskette beinhaltet: 

- Anlieferung des Rohstoffes 

- Vorbehandlung (Zerkleinerung, Trocknung und 

– je nach Konzept – Pyrolyse) 

- Lagerung 

- Vergasung 

- Gasreinigung und -konditionierung 

- FT-Synthese 

- Produktaufbereitung (Hydrocracking, Isomerisierung) 

- Produktlagerung 

- Nebenanlagen (z. B. DT-Kraftwerk, LZA) 

Modellanlage 

Vergasung 

(z. B. zirkulier. Wirbelschicht) 

Kraftstoff 

Brennstoffbereitstellung 

Brennstoffaufbereitung 

Rohgas 

Synthesegas 

Installierte 

Leistung 

FT-Synthese 

Produkttrennung 

(Hydrocracking, Destillation) 

FT-Diesel 

152 MWBTL 

(500 MWBWL) 

Dezentrale Pyrolyse 

(Schnellpyrolyse) 

Vergasung 

(Flugstrom) 

Gasaufbereitung 

(Kühlung, Reinigung, Konditionierung) 


Endenergie 

1,22 GWh/a 1) 

1) entspricht ca. 99.680 t/a = ca. 131 Mio. lKSÄ/a 

� Vollbenutzungsstunden: 8.000 h/a 

Reformierung 

(autotherm. C5-Gr.)




� Straßennetz zum Transport von KUP für LKW 

� Schienenanschluss zum Transport mit Zug 

� Anschluss an Wasserstraße zum Transport mit 

Binnenschiff 

� je nach Konzept raffinerienahe Anbindung (dezentrale 

Pyrolyse sowie zentrale FT-Anlage) 


� Demonstrations- und Pilotanlage 

� kommerziell nicht etabliert 

� Erste kommerzielle Anlagen werden mittelfristig 

nur sehr eingeschränkt erwartet. 


� Lignocellulose: 

- Holz aus KUP 


� Rohstoffform: Holzhackschnitzel 

� denkbar auch Stroh, bisher jedoch noch Verschlackungsprobleme 

(Verklebung der Asche) 


Rohstoff Menge (alternativ) 

Holz aus KUP 1.116.000 t/a 

Waldrestholz 1.028.000 t/a 


� Körnung der Holzhackschnitzel je nach Vergaser 

von 5 bis 150 mm 

� Wassergehalt je nach Vergasertyp von 12 - 50 % 

� Aschegehalt sollte max. 20 Ma-% nicht überschreiten 

� höhere gleichbleibende Qualitäten als bei Waldholzbiomasseheizkraftwerk 



Aufgrund der Anlagenkomplexität werden nur 

große zentrale Anlagen erwartet. 

ca. 120 Mitarbeiter nötig 



in Relation vergleichbar mit dem in Raffinerien 



� BImSchG 






Wasserstoff für Hydrocracking (je nach Konzept 

teils intern, sonst extern bereitzustellen) 



Naphtha ca. 35.000 t/a 

Abwasser 97.500 t/a 

Filterasche 2.160 t/a 

Schlacke 16.600 t/a 


� Aufarbeitung der Syntheseprodukte als Kraftstofffraktion 

sowie Nutzung zur Stromerzeugung 

� Asche auf Deponie 

� Reststoffe im Regelfall nicht weiterverwertbar 

� ggf. verglaste Asche im Straßenbau 

� ggf. Naphtha als Rohstoff für Biowasserstoffproduktion 

durch Reformierung (jedoch nicht 

diskutiert, Fokus eher auf Einsatz in Energiewirtschaft) 

43

44 

Kosten 




Der Kraftstoff und der Reststoff Naphtha werden zu marktüblichen Preisen abgegeben. 

Emissionen 


� FT-Diesel KUP: 52 g CO2-Äq./kWh /2/ 



Umweltrelevanten Emissionen: 

� Rohstoffproduktion und -handling: N2O, CO2, 

NOx, SO2, PO4 

� Konversion: CO2, H2S, NH3 

� Nutzung: NOx, CO2, CO, Partikel 



Die Verwendung von Waldrestholz wirkt sich 

nicht auf die Standzeiten der Wälder etc aus, 

da es sich hierbei um Reste der Pflegemaßnahmen 

handelt. Bei KUP handelt es sich um 

Dauerkulturen, die in 20 Nutzjahren drei- bis 



Wie oben erwähnt, handelte es sich bei Waldrestholz 

um Reststoffe der Pflegemaßnahmen. 

Die Kurzumtriebsplantagen erreichen entsprechend 

des Ernteturnus sechs bis acht Metern. 

Quellen: 

/13/, /14/, /26/, /49/, /50/, /51/ 


Anlage 


Gesamt 100.000 m² 

Rohstofflagerung 

KUP 5.000 m² 

Rohstoffe 


KUP 44.660 Fahrten/a 2) 

587 3) - 865 4) Züge/a 5) 

744 - 1.240 Binnenschiffe/a 6) 

Reststoffe 

Filterstaub/ 

Schlacke 

ca. 1.600 Fahrten/a 7) 


Unter den getroffenen Annahmen ergeben sich Kraftstoffgestehungskosten von ca. 1,42 bis 1,72 €/lKSÄ. 

2) LKW Sattelzugauflieger, 25 t, 3) für Rundholz/ Holzbündel 

100 m 3 je Wagen, 4) für Hackschnitzel 86 m 3 je Wagen, 

5) Zuglänge max. 750 m, 6) Binnenschiff 3.000 m 3 , 

7) LKW ca. 12 t

Literatur- und Referenzverzeichnis 

LITERATUR- UND REFERENZVERZEICHNIS 

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/18/ Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (Hrsg.): Handreichung Biogasgewinnung und 

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Impressum 

Herausgeber 

Deutsches BiomasseForschungsZentrum 

gemeinnützige GmbH, Leipzig, mit Förderung 

des Bundesministeriums für Ernährung, Landwirtschaft 

und Verbraucherschutz aufgrund eines 

Beschlusses des Deutschen Bundestages. 

Kontakt 


gemeinnützige GmbH (DBFZ) 

Torgauer Straße 116 

D-04347 Leipzig 

Tel.: +49 (0)341 2434-112 

Fax: +49 (0)341-2434-133 

info@dbfz.de 

www.dbfz.de 

Geschäftsführung 

Prof. Dr.-Ing. Martin Kaltschmitt 

(wissenschaftlicher Geschäftsführer) 

Daniel Mayer 

(administrativer Geschäftsführer) 

Sonderausgabe zum DBFZ Report 

ISSN: 2190-7943 

Druck: Fischer Druck 

DBFZ, Leipzig, Dezember 2010 

© Copyright: Alle Rechte vorbehalten. Kein Teil 

dieser Broschüre darf ohne die schriftliche 

Genehmigung des Herausgebers vervielfältigt 

oder verbreitet werden. Unter dieses Verbot fällt 

insbesondere auch die gewerbliche Vervielfältigung 

per Kopie, die Aufnahme in elektronische 

Datenbanken und die Vervielfältigung auf CD- 

ROM. 

Autoren 

Daniela Thrän 

Katja Bunzel 

Cornelia Viehmann 

Daniel Büchner 

Erik Fischer 

Elmar Fischer 

Arne Gröngröft 

Christiane Hennig 

Franziska Müller-Langer 

Katja Oehmichen 

Stefan Rönsch 

Frank Scholwin 

Gestaltung 

Anja Heinke 

Auflage 

400 Exemplare 

Impressum 

Abbildungen 

Titelseite: DBFZ 

S. 2: www.pixelio.de 

S. 5: www.bioregio-holz-knuell.de/ 

navigation/bioregio-holz/ 

steckbriefe.html 

S. 10: oben: www.danpower-ekt.de, 

unten: www.maxxtec.net 

S. 14: DBFZ 

S. 18: Schmack Biogas GmbH 

S. 22: Dr. Grunert (Sächsisches Lan- 

desamt für Umwelt, Landwirt- 

schaft und Geologie) 

S. 25: DBFZ 

S. 29: DBFZ 

S. 32: Innovas GbR 

S. 36: Katzen International Inc. 

S. 39: RENET, www.renet.at 

S. 42: CHOREN Industries GmbH 

Teile der Inhalte dieser Broschüre wurden im 

Rahmen des Projektes „Globale und regionale 

räumliche Verteilung von Biomassepotenzialen“ 

erarbeitet. Dieses Projekt wurde vom 

Bundesministerium für Verkehr-, Bau- und 

Stadtentwicklung (BMVBS) gefördert und vom 

Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung 

(BBSR) im Bundesamt für Bauwesen 

und Raumordnung (BBR) fachlich betreut.


gemeinnützige GmbH (DBFZ) 

Torgauer Straße 116 

04347 Leipzig 

Tel.: +49(0)341 2434-112 

Fax: +49(0)341 2434-133 

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www.dbfz.de

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