4_2021 Leseprobe

www.biogas.org Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 24. Jahrgang 

4_2021 

BI 

GAS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

Biokraftstoffe: THG-Quote 

steigt an S. 32 

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Rohbiogas in der 

Metallurgie S. 102 

Philippinen: Biogas aus 

Ananasabfällen S. 120

INHALT 

BIOGAS JOURNAL | 4_2021 

Alles aus einer Hand - 

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EDITORIAL 

Positive Signale 

kurz vor der Wahl 

Liebe Leserinnen und Leser, 

die aktuelle Legislaturperiode der Großen Koalition neigt 

sich dem Ende entgegen. Ende Juni findet die letzte Sitzungswoche 

im Bundestag statt. Danach folgt ein intensiver 

Wahlkampf, bevor wir Bürger*innen zur Urne 

gebeten werden und über die politische Ausrichtung unseres 

Landes entscheiden dürfen. Auch die Biogasbranche 

fragt sich, welche Partei die Weichen im Sinne einer 

positiven Weiterentwicklung der Branche stellt. 

Eine Entscheidungshilfe beinhaltet diese Ausgabe des 

Biogas Journals ab Seite 34. Dort lesen Sie die Antworten 

von Politiker*innen zu Fragen zur Bundestagswahl. 

Leider haben nicht alle Parteien bis Redaktionsschluss 

geantwortet. 

Die Besonderheit unserer Branche ist, dass wir uns 

nicht nur auf Energiepolitik fokussieren können. Gleichermaßen 

haben die Umwelt- und Landwirtschaftspolitik 

Einfluss auf den Betrieb der Anlagen, unabhängig 

davon, ob die Anlagen Abfälle, Reststoffe wie Gülle und 

Mist oder nachwachsende Rohstoffe einsetzen. Umso 

spannender wird es nach der Wahl zu beobachten sein, 

welche Koalitionspartner sich finden werden und was 

im Koalitionsvertrag zur Entwicklung der Erneuerbaren 

Energien im Allgemeinen und zu Biogas im Besonderen 

enthalten sein wird. 

Aber noch wird nicht gewählt, und die bestehende Koalition 

hat im Bereich Energie- und Klimapolitik zum 

Ende hin nochmal Aktivität entfaltet – mit durchaus positiven 

Signalen für unsere Branche: So zeichnet sich 

beim EEG-Reparaturgesetz (siehe Artikel auf Seite 30) 

ab, dass die Bundesregierung die fehlerhafte Umsetzung 

des Flexzuschlags im EEG 2021 korrigiert. Betreiber 

von Biogasanlagen haben damit auch wieder in 

der Anschlussförderung einen Anspruch auf den Flexzuschlag, 

wie es im EEG 2017 bereits vorgesehen war 

und was Fortführungsperspektiven eröffnet. Das ist auf 

der einen Seite gut, aber auf der anderen Seite hat die 

Politik durch das Hin und Her Vertrauen in der Branche 

verspielt – mal wieder. 

Positive Signale gibt es zudem im Mobilitätssektor. Die 

Umsetzung der RED II im Bundes-Immissionsschutzgesetz 

(BImSchG) eröffnet unserer Branche neue Optionen. 

Es wurden ambitionierte Treibhausgasquotenziele 

für 2030 verabschiedet, zu denen Biomethan einen wesentlichen 

Beitrag leisten kann und das mit Rahmenbedingungen, 

die wirtschaftliche Neu- und Umstellungskonzepte 

ermöglichen. 

Es ist also nicht alles negativ, was die aktuelle Bundesregierung 

auf den Weg gebracht hat. Eine klare Strategie 

zu Biogas sieht jedoch sicher anders aus, zumal 

neben der „wechselhaften“ Ausgestaltung der Förderbedingungen 

die neuen zusätzlichen Anforderungen an 

die Anlagen den Betrieb zunehmend erschweren. Auch 

deswegen ist der Schwerpunkt dieses Heftes Optionen 

zur Aufbereitung von Gärprodukten gewidmet. Auf der 

einen Seite, um Auflagen aus dem Dünge- und Genehmigungsrecht 

gerecht zu werden, und auf der anderen 

Seite, um neue Erlösoptionen zu erschließen. 

Was unsere Branche von der neuen Bundesregierung – 

unabhängig von der resultierenden Koalition – benötigt, 

sind konsistente Rahmenbedingungen, so dass die 

beispielsweise im EEG festgelegten Ziele auch in der 

Praxis umgesetzt werden können. Wir haben die Wahl, 

wem wir dies am ehesten zutrauen. 

Herzlichst Ihr 

Dr. Stefan Rauh, 

Geschäftsführer des Fachverbandes Biogas e.V. 

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INHALT 


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EDITORIAL 

3 Positive Signale kurz vor der Wahl 

Von Dr. Stefan Rauh, Geschäftsführer 

des Fachverbandes Biogas e.V. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Bücher 

10 Termine 

12 Biogas-Kids 

14 Abfallvergärungstag, Teil II 

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

19 5. Bayerische Biogasfachtagung, Teil 2 


26 BIOGAS Convention & Trade Fair 2021 

POLITIK 

30 Reparatur des EEG 2021 abgeschlossen: 

Flexzuschlag gesichert! 

Von Jörg Schäfer 

32 Neue Chancen für Biogas und 

Biomethan im Kraftstoffsektor 

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt 

34 Interviews zur Bundestagswahl 

CDU /CSU, SPD und Die Grünen 

Interviewer: Dipl.-Ing. agr. (FH) 

Martin Bensmann 

42 Biogas mit doppelter Wertschöpfung 

Von Bernward Janzing 

44 dena-Leitstudie „Aufbruch in 

die Klimaneutralität“: Angriff auf 

Planungshoheiten (?) 

Von Heinz Wraneschitz 

50 Wasserstoff ersetzt Steinkohle 

Von Dierk Jensen 

TITELTHEMA 

54 Stickstoff eliminieren, Phosphor 

mit Feststoff exportieren 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) 


62 Technologie-Kaskade zerlegt 

Wirtschaftsdünger 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) 


68 „Dampfveredelung“ des Gärrests 

Von Christian Dany 

PRAXIS 

72 Aufbereitung von Gärresten und 

KWK-Bonusfähigkeit 

Von Dipl.-Ing. Univ. Arnold Multerer 

76 Redispatch 2.0 – Ein nächster Schritt zur 

Systemintegration Erneuerbarer Energien 

Von M.Sc. Florian Strippel 

80 Optimierter Betrieb im 

Regelleistungsmarkt 

Von Thomas Gaul 

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INHALT 

TITELFOTO: MARTIN BENSMANN I FOTOS: MARTIN BENSMANN, WERKBILD, ADOBE STOCK_YURII ZUSHCHYK UND FACHVERBAND BIOGAS E.V. 

90 132 

84 Mit VisuFlex Flexibilität sichtbar machen 


86 Biomethan 

Wie weiter ohne vermiedene 

Netzentgelte? 

Von EUR ING Marie-Luise Schaller 

90 Mit intensiver Wärmenutzung sinkende 

Stromerlöse kompensieren 

Von Rainer Casaretto und Dr. Petra Rabe 

94 Wärme aus Biogas, Holz und Wind 


100 Anlagen des Monats 

WISSENSCHAFT 

102 Untersuchungen zum Direkteinsatz von 

Biogas in Metallurgiebetrieben 

Von Elisabeth Grube, Patrick Heinrich, 

Marcus Röder und Nico Steyer 

106 Bakterien auf der Spur – neues Verfahren 

zur Kontrolle der Prozessbiologie 

Von Dr. Sabine Peters, Ulrich Krause und Dr. 

Stefan Dröge 

114 „Gazelle“ weist nach: Modellgestütztes 

Fütterungsmanagement ermöglicht 

flexible Prozessführung 

Von Eric Mauky, Manuel Winkler, 

Christian Krebs, Ulf Müller, Dirk Rabe, 

Sören Weinrich und Jörg Kretzschmar 

INTERNATIONAL 

Philippinen 

120 Umwandlung von Ananasabfällen 

in Biogas 

Von Medina Berbic 

Südkorea 

123 Mandarinensaftproduktion – aus 

Reststoffen wird Biogas gewonnen 

Von Achim Kaiser 

VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

124 Aktionismus zum Ende der 

Legislaturperiode 

Von Dr. Stefan Rauh und 

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

128 Regionales 

130 Jetzt sozial gerechte CO 2 

-Bepreisung 

auf den Weg bringen 

Von Dr. Simone Peter, BEE 

132 Dreharbeiten für die Aktionswoche 

Artenvielfalt 

RECHT 

134 Stellungnahme zum KWK-Bonus bei 

Holztrocknung und Handlungsempfehlung 

zum Flexibilitätszuschlag für Biogasbestandsanlagen 

Von Birthe Kaps und Martin Teichmann 

PRODUKTNEWS 

136 Produktnews 

138 Impressum 

Beilagenhinweis: 

Das Biogas Journal enthält Beilagen 

der Firmen Emission Partner 

und ONERGYS . 

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AKTUELLES 


Zuckerhirse: Süßes versprechen 

für die Umwelt 

Die von Forschenden 

des KIT entwickelte 

Hirsesorte KIT1 akkumuliert 

sehr viel Zucker 

und gedeiht besonders 

gut unter gemäßigten 

Klimabedingungen. 

Karlsruhe – Zuckerhirse lässt sich zur Herstellung von 

Biogas, Biokraftstoffen und neuen Polymeren nutzen. 

Zudem kann sie dazu beitragen, Phosphatdünger zu 

ersetzen. Eine am Karlsruher Institut für Technologie 

(KIT) entwickelte neue Zuckerhirsesorte akkumuliert 

besonders viel Zucker und gedeiht unter heimischen 

Bedingungen. 

Wie die Forschenden in der Zeitschrift Industrial Crops 

& Products berichten, hängen der Zuckertransport und 

die Zuckerakkumulation mit dem Bau der Leitungsbahnen 

der Pflanzen zusammen. Dies ergab ein Vergleich 

zwischen Zucker- und Körnerhirse. Eine Strategie, den 

Treibhausgasausstoß zu verringern, besteht darin, sogenannte 

C4-Pflanzen anzubauen. Diese betreiben besonders 

effizient Photosynthese, binden daher Kohlendioxid 

(CO 2 

) besser und bauen mehr Biomasse auf als 

andere Pflanzen. Gewöhnlich sind sie an sonnige und 

warme Standorte gebunden. 

Zu den C4-Pflanzen gehört die Sorghumhirse, auch 

Mohrenhirse genannt, eine Hirseart aus der Gattung 

Sorghum in der Familie der Süßgräser. Die besonders 

zuckerhaltigen Sorten heißen Zuckerhirse. Zu den weiteren 

Sorten gehört die als Futtermittel eingesetzte 

Körnerhirse. Sorghumhirse lässt sich auf schwer zu bewirtschaftenden 

sogenannten Grenzertragsflächen anbauen, 

sodass sie nicht mit sonstigen Nahrungs- oder 

Futterpflanzen in Konkurrenz tritt. 

Eine neue Zuckerhirsesorte namens KIT1 hat Dr. Adnan 

Kanbar in der Arbeitsgruppe Molekulare Zellbiologie 

unter Leitung von Professor Peter Nick am Botanischen 

Institut des KIT entwickelt. KIT1 akkumuliert 

besonders viel Zucker und gedeiht besonders gut unter 

gemäßigten Klimabedingungen. Sie lässt sich sowohl 

energetisch zur Herstellung von Biogas und Biokraftstoffen 

als auch stofflich zur Produktion neuer Polymere 

nutzen. Der geschätzte Zuckerertrag je Hektar 

liegt bei über 4,4 Tonnen, was knapp 3.000 Litern Bioethanol 

entspräche. Darüber hinaus lassen sich die bei 

der Biogasherstellung anfallenden Gärreste als Dünger 

nutzen, der den knapp werdenden Phosphatdünger ersetzen 

kann. 

Auf die Anatomie des Pflanzenstängels 

kommt es an 

Forschende im Nick-Labor am Institut für Angewandte 

Biowissenschaften und am Institut für Technische Chemie 

des KIT sowie bei der ARCUS Greencycling Technology 

in Ludwigsburg haben nun die Zuckerhirsesorte 

KIT1 und die Körnerhirsesorte Razinieh miteinander 

verglichen, um die unterschiedliche Zuckerakkumulation 

im Pflanzenstängel zu untersuchen. 

Dazu zählen die verdickten Bereiche oder Knoten (Nodien) 

und die schmalen Bereiche oder Abstände zwischen 

den Knoten (Internodien), aber auch Transkripte 

wichtiger Saccharose-Transporter-Gene sowie Stressreaktionen 

der Pflanzen bei hoher Salzkonzentration im 

Boden. Sowohl bei KIT1 als auch bei Razinieh war die 

Zuckerakkumulation in den mittleren Internodien am 

höchsten. 

Allerdings zeigte sich ein Zusammenhang zwischen der 

Zuckerakkumulation und dem Bau der Leitungsbahnen, 

die dem Transport von Wasser, gelösten Stoffen 

und organischen Substanzen dienen. Die Leitungsbahnen 

sind zu Leitbündeln gruppiert. Diese bestehen aus 

dem Phloem (Bastteil) und dem Xylem (Holzteil). Im 

Phloem werden vor allem Zucker und Aminosäuren, im 

Xylem vor allem Wasser und anorganische Salze transportiert; 

zudem übernimmt das Xylem eine stützende 

Funktion. 

Die Untersuchung ergab, dass bei KIT1 und fünf 

weiteren Zuckerhirsesorten im Stängel die Phloem- 

Querschnittsfläche wesentlich größer als die Xylem- 

Querschnittsfläche ist – der Unterschied ist viel ausgeprägter 

als bei der Körnerhirsesorte Razinieh. „Unsere 

Studie ist die erste, die sich mit dem Zusammenhang 

zwischen dem Bau der Leitbündel und der Zuckerakkumulation 

im Stängel befasst“, sagt Nick. 

Wie die Studie weiter ergab, führte Salzstress zu höherer 

Zuckerakkumulation in KIT1 als in Razinieh. Die 

Expression von Saccharose-Transporter-Genen ist in 

den Blättern von KIT1 unter normalen Bedingungen 

höher und steigt unter Salzstress deutlich an. „Neben 

den anatomischen Faktoren könnten auch molekulare 

Faktoren die Zuckerakkumulation im Stängel regulieren“, 

erläutert Kanbar. „Auf jeden Fall kommt KIT1 mit 

Salzstress besser zurecht.“ 

FOTO: BOTANISCHES INSTITUT, KIT 

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AKTUELLES 

Wiegand-Glas produziert mit 

Biomethan von bmp greengas 

FOTO: WIEGAND-GLAS 

München / Steinbach am Wald – Die bmp greengas 

GmbH, einer der führenden Biomethan- 

Vermarkter Europas, und die Wiegand-Glas 

Unternehmensgruppe, Spezialist für hochwertige 

Verpackungskonzepte, haben eine 

Zusammenarbeit im Bereich der Glasproduktion 

beschlossen. Nachdem die soulproducts 

GmbH den Wunsch geäußert hat, ihre 

Glastrinkflaschen künftig mit Biomethan zu 

produzieren, wird Wiegand-Glas seit Februar 

2021 von bmp greengas beliefert. Die 

soulbottles werden nun ausschließlich mit 

dem grünen Gas produziert und die CO 2 

- 

Emissionen damit deutlich gesenkt. 

Das Angebot der klimaneutralen Glasflaschen 

ist Teil des „Eco2Bottle“-Konzeptes, 

einer Initiative von Wiegand-Glas für noch 

umweltverträglichere Verpackungslösungen. 

Was im Jahr 2020 als Maßnahmenpaket 

mit zusätzlichem Kompensationsangebot 

für Weinflaschen begann, ist nun 

um die Flaschenproduktion unter anderem 

für die soulproducts GmbH mit Biomethan 

erweitert worden. 

„Unsere Kundin soulproducts GmbH steht 

mit ihren soulbottles für nachhaltige, plastikfreie 

und stylische Trinkflaschen. Ihre 

Anfrage nach einer Umstellung der Produktion 

auf Biomethan war der Anlass für 

uns, unser Konzept ‚Eco2Bottle‘ nochmals 

zu überarbeiten und eine durch und durch 

grüne und regionale Flaschenproduktion 

anzubieten“, berichtet Lukas Neubauer, 

Leiter Controlling & Unternehmensentwicklung 

bei Wiegand-Glas. „Wir setzen 

nun für alle soulbottles neben recyceltem 

Glas außerdem Biomethan im Produktionsprozess 

ein. So haben wir den CO 2 

-Fußabdruck 

des Endprodukts nochmal signifikant 

reduziert.“ 

Das lässt sich im Falle der soulbottles auch 

in Zahlen ausdrücken: Durch den Einsatz 

von Biomethan werden – zusammen mit 

erhöhtem Altglaseinsatz, einer optimierten 

Transportverpackung und der Nutzung von 

Ökostrom – die Emissionen im Vergleich 

zur ursprünglichen 1,0-Liter-soulbottle um 

mehr als 75 Prozent reduziert. 

„Wir optimieren unsere Produktion seit 

Jahren kontinuierlich, um unsere Emissionen 

zu senken. Der Umstieg auf Biomethan 

bei der Glasherstellung ist ein 

absoluter Meilenstein für uns“, sagt Julian 

Offermann, Einkäufer bei der soulproducts 

GmbH. „Wir freuen uns, dass wir unseren 

langjährigen Partner Wiegand-Glas so 

schnell von der Idee überzeugen konnten 

und sie das Eco2Bottle-Konzept um unser 

Produkt erweitert haben.“ Um die Beschaffung 

und Vermarktung des Biomethans 

kümmert sich die bmp greengas GmbH. 

Dabei werden sämtliche Anforderungen 

von Wiegand-Glas und soulproducts erfüllt: 

Das grüne Gas entsteht aus Siedlungsabfällen 

und ist damit ein perfektes Beispiel für 

funktionierende Kreislaufwirtschaft. Zudem 

stammt das Biomethan aus Deutschland 

und schafft damit bereits bei der Herstellung 

und beim Transport eine CO 2 

-arme 

Wertschöpfungskette. 

„Das Schmelzen von Glas und die Herstellung 

von Glasverpackungen sind enorm 

energieaufwändig“, sagt Regina Hafner, 

bei bmp greengas für Industriekunden verantwortlich. 

„Glashütten wie Wiegand-Glas 

unterliegen der gesetzlich verpflichtenden 

CO 2 

-Abgabe im Rahmen des Brennstoffemissionshandelsgesetzes 

(BEHG) und des 

europäischen Emissionshandels (EU-ETS). 

Die Umstellung einzelner Produktionslinien 

von fossilen Rohstoffen auf Biomethan 

befreit teilweise von den genannten CO 2 

- 

Abgaben und leistet einen wesentlichen 

Beitrag zum Schutz des Klimas. Das Handeln 

von Wiegand-Glas und soulproducts 

zeigt, dass Wirtschaftlichkeit und Umweltschutz 

keine Gegensätze sein müssen.“ 

7

AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 4_2021 

BÜCHER 

Was hat die Mücke je für uns getan? 

Sobald es im Frühjahr warm wird, schwirren sie durch 

die Luft – manchmal schon bei warmem Wetter im Februar. 

Und sie verschwinden erst wieder für ein paar Monate, 

wenn es im Herbst kalt wird. An Sommerabenden 

tanzen sie in Schwärmen im Abendrot und kündigen 

gutes Wetter für den nächsten Tag 

an. Wenn sie uns aber an schönen 

Abenden im Garten oder auf der 

Terrasse stechen und uns den 

Nachtschlaf rauben, dann verwünschen 

wir sie sicherlich jedes 

Mal: Die Rede ist von Mücken. 

Schon oft habe ich mich gefragt, 

welchen biologischen Sinn diese 

Quälgeister haben. 

Die Autorinnen Frauke Fischer 

und Hilke Oberhansberg haben 

ein Buch darüber geschrieben 

mit dem schönen Titel: „Was hat 

die Mücke je für uns getan?“. Sie 

erklären darin, was biologische 

Vielfalt für unser Leben bedeutet. 

Der Naturfilmer und Buchautor 

Dirk Steffens schreibt im Vorwort, 

dass von allen lebenden Säugetieren 

nur 4 Prozent Wildtiere sind. 

Die anderen 96 Prozent seien Menschen und Haustiere. 

Seit 1970 habe der Mensch die Zahl der Wirbeltiere 

auf der Erde um 60 Prozent reduziert. Die Vielfalt an 

Arten sei die Voraussetzung für das Funktionieren von 

Ökosystemen, von deren Leistungen unser aller Leben 

abhänge. 

Das Buch ist in drei Hauptteile mit insgesamt 12 Kapiteln 

gegliedert. Im ersten Teil werden Fragen erörtert 

wie zum Beispiel, was Biodiversität ist, wie Arten 

entstehen beziehungsweise warum sie verschwinden. 

Die Autorinnen führen aus, was Ökosysteme sind und 

warum sie für die Menschen so wichtig sind. In Kapitel 

2 vergleichen sie unter anderem verschiedene Regionen 

anhand der vorkommenden Arten. Anhand von fünf 

Punkten erklären sie aufschlussreich die Ursachen für 

die Veränderung von Ökosystemen. 

Im zweiten Teil des Buches, der sieben Kapitel enthält, 

werden vor allem die Zusammenhänge zwischen Biodiversität 

und Essen, Gesundheit, Sicherheit, Stadt, 

Reisen, Energie und Technik thematisiert. Und dort, 

auf Seite 65, wird dann endlich auch die Frage des 

Buchtitels beantwortet: Sie spielen „eine wichtige Rolle 

im Word Wide Web of Life. Tausende von Mückenarten 

und Abermillionen von Individuen sind wichtige 

Nahrung für Vögel, Fledermäuse, Fische, Reptilien 

und Amphibien. Ohne Mücken hätten die es schwer. 

[…] Aber nicht nur als Nahrung für andere Tiere erfüllen 

Mücken wichtige ökologische Aufgaben. Sie 

sind auch Bestäuber vieler Nutzpflanzen. Weil jede 

Blüte anders aussieht, brauchen 

Blüten ein möglichst vielfältiges 

Set verschiedener Bestäuber – 

Bienen allein reichen da nicht.“ 

Aber das war dann auch schon 

die Erläuterung im Wesentlichen. 

Im Mittelpunkt des zweiten Teils 

steht nicht die Mücke als singuläres 

Lebewesen, sondern Hauptthema 

sind Ökosysteme und deren 

Erhaltung und Schutz, aber auch 

die Auswirkungen menschlichen 

Handelns auf diese. Es ist also das 

Credo der Biodiversität. 

Teil III mit drei Kapiteln beendet 

die Ausführungen. Zu Beginn des 

10. Kapitels stellen die Autorinnen 

die Frage nach der Moral von 

der Geschichte. Das heißt, wenn 

also Biodiversität und Ökosysteme 

für die Menschheit so wichtig 

sind, sind dann nur die schützenswert, die dem Wohl 

der Menschen dienen? Darf dann, was den Menschen 

nicht nützt, den Bach runtergehen? Und eine weitere 

wichtige Frage stellen die Autorinnen: Muss denn alles 

in der Natur zu unserem Nutzen existieren und daraus 

erst seine Existenzberechtigung erhalten? 

Das Buch macht deutlich, dass der Mensch mit seinem 

Ökosystem Erde kooperieren muss und es eben nicht 

gnadenlos ausbeuten kann. Und: dass auch „Plagegeisterarten“ 

wie die Mücke einen Wert haben. Dass 

vom Menschen ungenutzte Naturräume geschützt werden 

müssen. Dass in Anspruch genommene Naturräume 

weniger intensiv genutzt werden und gegebenenfalls 

revitalisiert werden müssen. Der Menschheit wird 

es in Zukunft nur gutgehen und sie wird langfristig nur 

überleben, wenn sie ihre Art der kriegerischen Ausbeutung 

der Ökosysteme aufgibt. 

Rezension: Martin Bensmann 

Oekom Verlag, München. Frauke Fischer und 

Hilke Oberhansberg, 2. Auflage, 2020, 219 Seiten, 

Klebebindung, zahlreiche farbige Bilder und Grafiken. 

D: 20,00 Euro. A: 20,60 Euro. 

ISBN: 978-3-96238-209-4 

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TERMINE 

21. Juli 

12. Biogastagung: Biogas – da geht noch was! 

Online 

https://www.lwk-niedersachsen.de 

16. September 

3. Bayerischer Biogas-Branchentreff 

Straubing 

www.biogas-branchentreff.de 

16. September 

Web-Seminar: „Biogene Rest- und Abfallstoffe 

in Australien – Marktentwicklung und Geschäftschancen 

für deutsche Unternehmen“ 

Online 

www.german-energy-solutions.de 

22. und 23. September 

Handelsblatt Jahrestagung 

Gas 2021 

Online 

www.handelsblatt-gas.de 

22. bis 24. September 

International Online Conference 

“Progress in Biogas V” 

Kirchberg 

ibbk-biogas.com 

23. September 

5. Norddeutscher Biogas-Branchentreff 

Rendsburg 

www.biogas-branchentreff.de 

7. Oktober 

TRwS 793-1 – Biogasanlagen (Regelwerk 

aktuell) Web-Seminar 

Online 

eva.dwa.de 

27. und 28. Oktober 

The Future of Renewable Energy 

www.acieu.net 

Diese und weitere Termine rund um die 

Biogasnutzung in Deutschland und der Welt 

finden Sie auf der Seite www.biogas.org 

unter „Termine“. 

Digital 

22. – 26. November 2021 

Im 31. Jahr geht die BIOGAS Convention 

& Trade Fair erneut neue Wege! 

Wir wollen den Wünschen unserer 

Besucher und Teilnehmer, Mitglieder 

und Aussteller entsprechen: Die 

Messe soll live stattfinden, die Tagung 

digital. Daher sind wir dieses Jahr auf 

beiden Wegen für Sie da: 

www.biogas-convention.com 

29. Juli 

Web-Seminar: Vorbereitung EEG- 

Ausschreibungen September 2021 

5. August 

Web-Seminar: Vorbereitung EEG- 

Ausschreibungen September 2021 

21. Oktober 

Web-Seminar: Prüf- und Dokument a- 

tionspflichten – Ein Überblick 

22./ 

23. 

Sep 

DIGITAL 

EDITION 

Handelsblatt Jahrestagung 

Gas 2021 

Jetzt anmelden: 

www.handelsblatt-gas.de 

Brückentechnologie oder 

klimaneutrale Zukunft 

• Politische und strategische 

Positionierung 

• Supply & Demand im Gasmarkt – 

globale Aspekte 

• Gas als Energieträger im 

Strommarkt 

• Wasserstoff: Game Changer der 

Energiewende? 

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AKTUELLES 

11

BIOGAS-KIDS 


Bio + Bio = doppelt gut 

Familie Kückmann mit den Kindern Lotta und Mats, Foto: Andrea Schneider 

Mein Experiment 

An den Feldrändern blühen jetzt 

wieder rot leuchtende Mohnblüten. 

Aus deren Blütenblättern lässt 

sich ganz einfach Wasserfarbe 

herstellen. Die Farbstoffe in der 

Mohnblüte sind wasserlöslich 

und werden durch Zerreiben der 

Blütenblätter freigesetzt. 

Du benötigst: eine Handvoll roter 

Mohnblüten-Blätter, einen Mörser, etwas feinen Sand, ein paar 

Tropfen Wasser, ein Glas und ein Teesieb. 

Du reißt die Blütenblätter mit der Hand in kleine Stücke und gibst 

sie zusammen mit dem Sand und etwas Wasser in den Mörser. Mit 

dem Stein oder Stößel werden die Blütenblätter zerrieben, bis ein 

roter Saft entsteht. Je mehr Tropfen Wasser du hinzugibst, desto 

mehr Farbe erhältst du. Nimmst du weniger Wasser, wird die 

Farbe kräftiger. Hänge das Teesieb in ein hohes Glas und gib den 

Blütensaft hinein. Im Glas befindet sich nun die reine dunkelrote 

Farbe. Nimm einen Pinsel und Papier und probiere die Farbe aus. 

Das Rot dunkelt sehr schnell nach, deshalb ist die Farbe auf dem 

Papier nicht mehr so leuchtend rot, sondern lila! 

Bei den landwirtschaftlichen Betrieben gibt es ja durchaus 

Unterschiede. Gemeint sind nicht Milchvieh- oder Ackerbaubetriebe. 

Vielmehr redet man auf der einen Seite von 

den konventionellen Betrieben, die auf ihren Feldern 

chemische Pflanzenschutzmittel oder Mineraldünger einsetzen. 

Auf der anderen Seite sind es die Bio-Betriebe, die 

das nicht dürfen und auch sonst strenge Regeln beachten 

müssen, damit sie ihre Produkte mit einem Bio-Siegel 

verkaufen können. Dürfen die denn auch Biogas erzeugen? 

Die Antwort ist ein klares Ja – schließlich passen 

ökologische Bewirtschaftung und umweltfreundliche 

Energieerzeugung hervorragend zusammen. Bestes Beispiel 

dafür ist der Sandsteinhof von Familie Kückmann in 

Havixbeck im Münsterland. Der Biolandbetrieb (Bioland 

ist einer der wichtigen ökologischen Anbauverbände) betreibt 

seine Biogasanlage seit 2010. Von der ökologischen 

Bewirtschaftung profitieren auch die Biogas-Bakterien. 

Sie werden vielseitig mit Silomais und Kleegras sowie 

mit Rinder-, Schweine- und Pferdemist gefüttert. Dazu 

kommt Jauche von anderen Bio-Betrieben. In zwei Blockheizkraftwerken 

(BHKW) wird aus dem Biogas Energie 

erzeugt. Eines arbeitet direkt am Hof und produziert 

Strom. Das Zweite steht in der Nachbarschaft. Eine soziale 

Einrichtung für Behinderte nutzt die im BHKW erzeugte 

Wärme. Das Heim kann so seinen Wärmebedarf zu einem 

Drittel – ebenfalls ökologisch – aus Biogas decken. Insgesamt 

erzeugen die Kückmanns 

mit ihrer Anlage pro Jahr 3,5 Millionen 

Kilowatt-Stunden (kWh) 

Strom und 1,5 Millionen kWh 

Wärme. In der Summe vermeidet 

die Biogasanlage damit pro Jahr 

3.850 Tonnen klimaschädliches 

CO 2 . Und weil der Sandsteinhof 

auch ein Ferienhof ist, zeigen 

die Kückmanns ihren Gästen immer gerne, wie gut die 

Bio-Landwirtschaft in Verbindung mit der Biogas-Erzeugung 

für den Betrieb und für uns alle ist. Schau dir am 

besten mal das Video mit Herrn Kückmann an. 

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13


ABFALLVERGÄRUNGSTAG, TEIL II 

Wechsel in neue 

Vergütungsperiode 

genau planen 

Im neuen EEG 2021 

hatte der Gesetzgeber 

die Inanspruchnahme 

des Flexzuschlags 

gestrichen, wenn in der 

ersten Vergütungsperiode 

die Flexprämie 

schon beansprucht 

worden ist. Mittlerweile 

hat die Politik 

aufgrund von starken 

Argumenten aus der 

Biogasbranche diese 

Regelung korrigiert. 

In dieser Ausgabe des Biogas Journals setzen wir die Berichterstattung über den Abfallvergärungstag 

fort. An dieser Stelle werden die Ausführungen bezüglich der Auswirkungen des 

EEG 2021 für Abfallvergärungsanlagen thematisiert. 


Rechtsanwalt Dr. Helmut Loibl referierte 

zum Thema „Welche Chancen und Risiken 

bringt das EEG 2021 für Abfallvergärungsanlagen?“. 

Er eröffnete seinen Vortrag mit 

dem wichtigen Hinweis, dass es sowohl für 

Bestandsanlagen, die am Ende ihrer ersten Vergütungsperiode 

angelangt sind, als auch für Neuanlagen zwei 

Ausschreibungstermine pro Jahr gibt: Der erste Termin 

ist der 1. März und der zweite Termin ist der 1. September. 

Außerdem sei das Ausschreibungsvolumen erhöht worden. 

Jetzt würden insgesamt 600 Megawatt (MW) an 

Leistung pro Jahr ausgeschrieben – 300 MW zur Frühjahrs- 

und 300 MW zur Herbstausschreibung. Zudem 

sei die Vergütung angehoben worden, für Bestandsanlagen 

auf 18,4 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) und 

für Neuanlagen auf 16,4 ct/kWh. Ab 2022 unterliege 

die Vergütung einer Degression von 1 Prozent pro Jahr. 

Einen Zuschlag gebe es für Kleinanlagen, die es im 

Abfallbereich sicher so nicht gibt. „Wenn Anlagen bis 

500 kW installierte Leistung in den nächsten Jahren 

in die Ausschreibung gehen, dann erhalten sie 0,5 ct/ 

kWh zusätzlich. Allerdings müssen die Anlagen ihre 

installierte Leistung mehr als doppelt überbauen. Das 

heißt, über 100 kW installierte Leistung bekomme ich 

nur für maximal 45 Prozent der installierten Leistung 

Geld. Dann kann eine 500-kW-Anlage maximal 225 kW 

produzieren. Man kommt dann mit Flexzuschlag auf 

über 20 ct/kWh. Egal, ob Abfall- oder NawaRo-Anlage“, 

führte Dr. Loibl aus. 

Höherer Flexzuschlag und strengere 

Anforderungen für den Erhalt 

Wer in die neue Vergütungsperiode wechselt, der bekomme 

grundsätzlich den Flexzuschlag. Das waren 

bislang 40 Euro pro kW und Jahr ohne irgendeine weitere 

Anforderung. Mit dem neuen EEG 2021 wurde 

der Flexzuschlag auf 65 Euro pro kW und Jahr erhöht. 

Anlagenbetreiber erhalten den Flexzuschlag nach EEG 

2021 aber nur noch, wenn sie sehr strenge Anforderungen 

erfüllen. Dr. Loibl sagte zum Beispiel, dass Betreiber 

in jedem Kalenderjahr mindestens 85 Prozent 

der gesamten installierten Leistung erzeugen müssen, 

und zwar an mindestens 4.000 Viertelstunden im Jahr. 

„Wenn ich das nicht schaffe, dann bekomme ich in 

dem betreffenden Jahr keinen Flexzuschlag. Nur wer 

die Leistung so fährt, der bekommt ihn“, betonte der 

Jurist. Es gebe keine Vorgaben, wann diese Viertelstunden 

produziert werden müssen. Man könne Sommer- 

Winter-Betrieb machen oder jeden Tag im Jahr für nur 

vier Stunden Volllast fahren. Und dann seien auch die 

betroffen, die flexibilisiert haben. Die hätten das nicht 

FOTO: LANDPIXEL.EU 

14


INNOVATIVE 

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RECYCLINGANLAGEN 

AKTUELLES 

allein wegen des Erhalts der Flexprämie gemacht, 

sondern weil in der nächsten Förderperiode 

die installierte Leistung mindestens 

doppelt überbaut sein muss und 

der Flexzuschlag bislang in Aussicht war. 

Im neuen EEG hatte der Gesetzgeber die 

Inanspruchnahme des Flexzuschlags gestrichen, 

wenn in der ersten Vergütungsperiode 

die Flexprämie schon beansprucht 

worden war. Mittlerweile hat die Politik 

aufgrund von starken Argumenten aus der 

Biogasbranche diese Regelung korrigiert. 

Das heißt, wer die Flexprämie in der ersten 

Vergütungsperiode bereits erhalten hat, 

der bekommt in der Anschlussförderung einen 

Flexzuschlag in Höhe von 50 Euro pro 

Kilowatt installierte Leistung – also für die 

Leistung, die auch schon die Flexprämie 

bekommen hat. Der Betreiber erhält die 65 

Euro pro kW nur, wenn er nochmal mehr 

Leistung zubaut – also für den überschießenden 

Teil, für den noch keine Flexprämie 

gezahlt wurde. Hinweis: Die EU-Kommission 

muss dazu noch ihr OK geben. 

Flexzuschlag-Regelung – 

Verfassungsbeschwerde nötig? 

Wer also die Flexprämie bekommen hat in 

der ersten Förderperiode, der habe einen 

deutlichen Nachteil in der Anschlussförderung. 

Und das gelte auch für die Betreiber, 

die schon im letzten Jahr einen Zuschlag in 

der Ausschreibung erhalten haben, obwohl 

das EEG 2021 noch gar nicht gegolten 

habe. Dr. Loibl hält das für rechtswidrig. 

Allein schon, weil die Inanspruchnahme 

der Flexprämie freiwillig war, die mindestens 

doppelte Überbauung aber eine 

Zwangsmaßnahme darstelle. Er möchte 

dagegen juristisch vorgehen und eine Verfassungsbeschwerde 

beim Bundesverfassungsgericht 

einlegen, um diese Regelung 

zu kippen. 

Allerdings könnte das jetzt evtl. hinfällig 

werden: Der Bundestag hat aktuell ein 

Änderungsgesetz auf den Weg gebracht, 

wonach all diejenigen, die vor 2021 einen 

Zuschlag erhalten haben, weiterhin wie früher 

die 40 Euro Flexzuschlag bekommen 

sollen. Diejenigen, die erst zukünftig in die 

Ausschreibung gehen, sollen für den Anteil, 

für den sie Flexprämie bekommen haben, 

künftig einen Flexzuschlag mit „nur“ 50 

Euro pro kW und Jahr und für den restlichen 

Anteil einen Flexzuschlag mit 65 Euro/kW 

und Jahr erhalten. Das große Problem besteht 

darin, dass die EU dem zustimmen 

muss und die Frist für die Verfassungsbeschwerde 

zum Ende 2021 abläuft. Wenn 

also die Regelung bis dahin nicht in Kraft 

ist, wird man vorsorglich eine Verfassungsbeschwerde 

erheben müssen. 

Welche Chancen bieten sich aber nun für 

bestehende Abfallvergärungsanlagen? 

Dazu führte Dr. Loibl aus: „Wenn Sie die 

ersten 20 Jahre EEG-Förderung ausgeschöpft 

haben, dann können Sie an der 

Ausschreibungssystematik des EEG 2021 

teilnehmen und versuchen, sich für weitere 

zehn Jahre eine Vergütung zu sichern. Das 

theoretische Höchstgebot wäre, wenn Sie 

in 2021 bieten wollen, 18,40 ct/kWh. Die 

bekommen Sie aber niemals. Grund: Anders 

als bei NawaRo-Anlagen würde Ihre Vergütung 

ansteigen. Das heißt, Sie dürfen die 

18,40 ct/kWh bieten, bekommen auch den 

Zuschlag dafür, aber Sie bekommen nur den 

Durchschnitt der letzten drei Kalenderjahre 

vor der Ausschreibung ausgezahlt.“ 

So kommt es laut Dr. Loibl also darauf an, 

was die Anlagen durchschnittlich noch an 

alter EEG-Vergütung erhalten hat. Zur Erläuterung 

führte er folgendes Beispiel an: 

Eine Abfallvergärungsanlage mit 800 kW 

installierter elektrischer Leistung hat in 

2020 im Schnitt 13,2 ct/kWh, in 2019 

13,0 ct/kWh und in 2018 im Schnitt 12,8 

ct/kWh erhalten. Der Durchschnitt liege bei 

13 ct/kWh. Die Anlage könne somit mit 13 

ct/kWh ins Gebot gehen und beim Erhalt 

des Zuschlages diese Vergütung für weitere 

zehn Jahre beanspruchen. Wenn die 

800-kW-Anlage keine Flexprämie erhalten 

habe, dann bekomme sie den Flexzuschlag 

in Höhe von 65 Euro pro kW beim Einhalten 

der entsprechenden Fahrweise. 

Taktieren und kalkulieren 

Die Ausschreibungsvergütung steige mit 

dem Flexzuschlag im Beispielsfall sogar 

während der Folgejahre von 13 auf 14,67 

ct/kWh. Das heißt, die Abfallanlagen würden 

in der Folgeausschreibung mindestens 

die bisherige Vergütung erhalten. Dazu ein 

Fall aus seiner Beratungspraxis: Ein Betreiber 

hat seine Anlage flexibilisiert. 500 kW 

waren vorhanden, ein 500-kW-Aggregat 

ist hinzugekommen. Die Anlage hat 14 ct/ 

kWh Durchschnittsvergütung. Der Betreiber 

habe sich gefragt: Soll ich das neue 

BHKW in 2021 anschließen und die Flexprämie 

geltend machen oder lasse ich es 

ein paar Jahre stehen und nehme später 

nur den Flexzuschlag? 

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Die Anlage hat Förderperiode 1 bis Ende 2025. Er könnte 

für die Restlaufzeit, so Dr. Loibl, noch Flexprämie 

erhalten, also für die restlichen fünf Jahre. Die Flexprämie 

würde dann 325.000 Euro betragen. Wenn er 

warte und das neue BHKW erst in 2026 anmeldet und 

die Flexprämie jetzt nicht in Anspruch nehme, dann 

bekomme er für volle zehn Jahre den Flexzuschlag und 

der betrage dann gut 650.000 Euro, was die doppelte 

Summe ist. Und so liege es auf der Hand: Man warte 

mit dem Anschluss des neuen BHKW – „und ich würde 

Ihnen Recht geben, hätten Sie eine NawaRo-Anlage. 

Im Abfallbereich schaut es aber in vielerlei Hinsicht 

ganz anders aus“. 

Die Abfallanlage im Beispiel habe aktuell 14 ct/kWh 

Durchschnittsvergütung. Würde der Betreiber jetzt die 

Flexprämie anmelden – und das BHKW steht ja schon –, 

erhöhe sich die Durchschnittsvergütung von 14 ct/kWh 

auf 15,65 ct/kWh. Loibl folgerte: „Wenn ich in 2024 

erst in die Folgeausschreibung gehe, kann ich in der 

Folgeausschreibung diese 1,65 ct/kWh höher bieten. 

Das macht über die zehn Jahre der Vergütungsperiode 

II allein schon 650.000 Euro aus. Auch wenn der 

Flexzuschlag gar nicht mehr kommt. Und ich kann jetzt 

in der Vergütungsperiode I mit der Flexprämie zusätzlich 

noch 325.000 Euro geltend machen. Das ist also 

deutlich besser, als auf den Flexzuschlag zu warten.“ 

Bei Abfallvergärungsanlagen lohne es sich quasi, erst 

zu flexibilisieren, um die Durchschnittsvergütung hoch 

zu bekommen. 

Einschränkungen für Anlagen, die 

Bioabfälle vergären 

Neben der Begrenzung auf die durchschnittliche Vergütung 

der letzten drei Jahre seien Bioabfallvergärungsanlagen 

auch beschränkt, und zwar von Gesetzes 

wegen. Bei den Bioabfallanlagen handele es sich 

um diejenigen, die Biomasse nach drei bestimmten 

Schlüsselnummern einsetzen, wie zum Beispiel Grüngut, 

Biotonneninhalt oder Marktabfälle. Also die klassischen 

Bioabfallanlagen, die um 16 ct/kWh bekommen 

hätten. Die erhielten in der Ausschreibung oder auch 

als Neuanlage unabhängig vom Zuschlagswert maximal 

14,30 ct/kWh für die ersten 500 kW und maximal 

12,54 ct/kWh für die darüber hinausgehende Leistung. 

Positiv zu bewerten sei, dass die Degression für diese 

Bioabfallanlagen nur 0,5 Prozent betrage, die immer 

ab Mitte des Jahres greife. Im EEG 2021 „gilt die geringere 

Vergütung nur noch für den Anteil des Stroms, der 

aus diesen Schlüsselnummern erzeugt wird. Im EEG 

2017 galt dies noch für den Gesamtstrom der Anlage. 

Wie sollen Betreiber aber ermitteln, welcher Bioabfall 

oder welcher Abfall in der Anlage welche Kilowattstunde 

erzeugt hat? Hier ist zu empfehlen, das von einem 

Umweltgutachter berechnen zu lassen“, riet der Fachanwalt. 

Wer sonstige Stoffe einsetze, der sei nicht beschränkt 

auf diesen Wert, sondern auf den Zuschlagswert beziehungsweise 

den Durchschnittswert der letzten drei 

Jahre. Jetzt könne man auf die Idee kommen, dass die 

Bioabfallanlage 18,4 ct/kWh bietet und setzt künftig 

nur noch 50 Prozent Bioabfall ein. Dann bekomme 

sie für 50 Prozent den geringeren Wert und für den 

Rest den Zuschlagswert. „Diese Regelung geht aber 

trotzdem meistens nicht auf. Grund: Die meisten Bioabfallvergärungsanlagen 

haben keine 150 Tage hydraulische 

Verweilzeit. Und die müssen sie auch nicht 

haben, weil die Bioabfallanlagen davon ausgenommen 

sind, wenn mindestens 90 Prozent des Inputmaterials 

aus den drei Schlüsselnummern stammt. Wenn man 

aber die 90 Masseprozent unterschreitet und ist in der 

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AKTUELLES 

Ausschreibung und muss die 150 Tage eigentlich einhalten, 

dann bekomme ich gar keine Vergütung mehr“, 

machte Loibl aufmerksam. 

Neue Anlagen erhalten mehr Vergütung 

Alternative zur Folgeausschreibung, in der man zehn 

Jahre das bekommt, was man bisher an Vergütung hatte, 

ist der Neubau einer Anlage. Grund: weil man in der 

Ausschreibung 16,4 ct/kWh für volle 20 Jahre bekommen 

kann. Da erhalte man regelmäßig mehr Vergütung 

als man bisher bekomme habe. Und den Flexzuschlag 

erhielten die Neuanlagen zudem. Man bekomme also 

als Neuanlage einen Zuschlag und dürfe alle Substrate 

einsetzen, die Biomasse im Sinne der Biomasseverordnung 

sind. 

Die 2005er Anlage mit 14 ct Durchschnittsvergütung, 

die gehe nicht in die Folgeausschreibung, sondern die 

errichte ein neues Satelliten-BHKW in 1 Kilometer Entfernung 

mit einer Wärmesenke vor Ort. Am Satellitenstandort 

werde ein 1.000-kW-BHKW aufgestellt, um 

damit 45 Prozent der installierten Leistung abzufahren. 

Die entsprechenden Vorgaben für Satellitenstandorte 

seien einzuhalten. 

„Man kann natürlich auch eine Neugenehmigung für 

eine Gesamtanlage einholen. Aber wenn man sich die 

heutigen rechtlichen Rahmenbedingungen anschaut, 

dann wissen Sie, dass heute so eine Anlage im hohen 

zweistelligen Millionenbereich kostet. Daher wäre es 

viel interessanter, ein Satelliten-BHKW zu versetzen – 

dorthin, wo nur ein BHKW benötigt wird und auch die 

Genehmigung einfacher ist“, führte Loibl weiter aus. 

Wer seine Genehmigung habe, der müsse sich drei Wochen 

vor dem Ausschreibungstermin im Marktstammdatenregister 

eintragen. Wer beispielsweise an der 

Ausschreibung im September dieses Jahres teilnehmen 

will, der biete 16,40 ct/kWh. Nach dem Erhalt des 

Zuschlags dürfe der Betreiber nicht Strom mit 1.000 

kW produzieren, sondern nur mit 450 kW. Die Anlage 

bekomme rund 650.000 Euro an Stromvergütung ausgezahlt. 

Hinzu komme noch der Flexzuschlag. „Dann 

kommt die Anlage im Durchschnitt auf über 18 ct/kWh, 

was für eine Abfallanlage ein ordentlicher Wert ist“, 

schlussfolgerte Loibl. Und das nur aus dem Satelliten- 

BHKW für volle 20 Jahre. 

Wärmesenken erschließen 

„Wer auch nur ansatzweise eine interessante Wärmesenke 

in der Nähe habe, der sollte sich intensiv über 

diese Möglichkeit Gedanken machen. Aber: Diese 

Chance haben nur Anlagen, die 150 Tage hydraulische 

Verweilzeit einhalten. Kann eine Anlage das nicht, 

kann sie in der Folgeausschreibung auch kein Satelliten-BHKW 

aufstellen“, wiederholte Loibl. In dem 

konkreten Beispielfall würde der Betreiber die Anlage 

bis Ende 2021 ganz normal weiterbetreiben. Also 450 

kW mit Flexprämie, und die Vergütung würde 15,56 ct/ 

kWh betragen. 

Parallel sollte nach dem Zuschlag das Satelliten- 

BHKW errichtet werden. Ab Anfang 2023 empfehle es 

sich, das Satelliten-BHKW in Betrieb zu nehmen – es 

solle aber noch nicht durchgängig in Volllast betrieben 

werden. Es müsse vielmehr so betrieben werden, dass 

der Betreiber den Flexzuschlag bekommt. „Das heißt, 

im Betrieb mit 18,04 ct/kWh, die Biogasanlage müsste 

nur mit Teillast laufen, um die Flexprämie zu bekommen“, 

führte Loibl aus. Insgesamt käme man in diesem 

Zeitraum auf knapp 17 ct/kWh. 

In 2024 solle die Biogasanlage an der Folgeausschreibung 

teilnehmen. Ab 2026 würde der Satellit mit seinen 

rund 18 Cent die volle Leistung bringen. 

17


Abfallvergärungsanlagen 

bekommen laut 

Dr. Loibl beim Wechsel 

in das EEG 2021 nur 

den Durchschnitt der 

letzten drei Kalenderjahre 

vor der Ausschreibung 

als Vergütung 

ausgezahlt. 

Die Biogasanlage hätte eventuell einen Zuschlag und 

würde nur noch insoweit betrieben, als dass man sie 

für die Fermenterheizung und Hygienisierung benötigt. 

Das EEG 2021 sei aber leider in sich nicht konsistent. 

Grund: Wer eine Ausschreibungsvergütung am Satellitenstandort 

bekomme, der sei nicht mehr verpflichtet, 

die Fermenterbeheizung über Erneuerbare Energien zu 

gewährleisten, sondern das sei auch mit fossilen Energieträgern 

möglich. 

150 Tage Verweilzeit einhalten 

„Je nachdem wie sehr die Anlage am Standort weiterläuft, 

liege ich zwischen 17 und 18 ct/kWh für die 

restliche Laufzeit – also für volle 20 Jahre. Dann wäre 

es auch sinnvoll, mehr Abfälle in die Anlage zu geben, 

um mehr Gas zu produzieren. Sie müssen aber darauf 

achten, dass Sie die 150 Tage hydraulische Verweilzeit 

nicht unterschreiten. Das heißt, Neuanlagen können – 

insbesondere Satelliten-BHKW, die kostengünstiger 

zu errichten sind – meist deutlich mehr Vergütung 

erhalten als Bestandsanlagen“, betonte Loibl. Die 

Verwerter von Speiseresten müssten künftig 150 Tage 

Verweilzeit nachweisen – sonst drohe der Vergütungsausfall 

für ein ganzes Kalenderjahr. Wer die 150 Tage 

nur knapp schaffe, der müsse eventuell die Einsatzstoffmenge 

reduzieren. Das müsse aber ökonomisch 

bewertet werden. 

Eine ganz wichtige Neuerung im EEG 2021 ist, dass 

in der Ausschreibung beim Unterschreiten der ausgeschriebenen 

Leistung künftig nur noch 80 Prozent der 

abgegebenen Gebote einen Zuschlag erhalten. Neuanlagen 

und Bestandsanlagen werden dabei gesondert 

gewertet. 80 Prozent werden bezuschlagt, 20 Prozent 

fallen raus. „Das hat Auswirkungen auf die Gebotshöhe. 

Es fallen die raus, die die höchsten Gebote abgegeben 

haben. Wer also 18,40 ct/kWh bietet, der ist eher 

raus als der, der 18,30 ct/kWh bietet. Wenn aber alle 

dasselbe Gebot abgeben, dann fliegt der raus mit der 

größten gebotenen Leistung. Das heißt, je höher die 

Leistung, umso mehr sollte man gehalten sein, ein geringeres 

Gebot abzugeben“, gab Loibl zu bedenken. 

Nun sei es aber bei Abfallvergärungsanlagen sowieso 

so, dass sie regelmäßig deutlich drunter sind, denn 

sie würden mit den Bestandsanlagen nicht 18,40 ct/ 

kWh bieten, weil der Wert im Dreijahresdurchschnitt 

nicht erreicht werde. Wenn eine Anlage im Dreijahresdurchschnitt 

15,50 ct/kWh habe, dann sei es sehr 

wahrscheinlich, dass sie einen Zuschlag bekommt. 

Bestandsanlagen hätten früher erst nach einem Jahr 

ins nächste EEG-System wechseln können. Das habe 

sich geändert. Jetzt gehe das schon nach drei Monaten. 

Spätestens nach drei Jahren muss die Anlagen ins 

nächste EEG gewechselt haben. 

Autor 

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

Redakteur Biogas Journal 

Fachverband Biogas e.V. 

0 54 09/90 69 426 

martin.bensmann@biogas.org 

FOTO: JÖRG BÖTHLING 

18


AKTUELLES 

5. BAYERISCHE BIOGASFACHTAGUNG, TEIL 2 

Gärdünger reproduzieren 

mehr Humus als Stroh 

Die Substrataufbereitung 

wird in 

Zukunft an Bedeutung 

gewinnen, da immer 

mehr Reststoffe in 

Biogasanlagen vergoren 

werden. 

Am 2. und 3. März fand die Dingolfinger Biogasfachtagung digital mit rund 130 

Teilnehmer*innen statt. Am zweiten Veranstaltungstag ging es unter anderem um die 

technische Umsetzung der Strohvergärung mit Substrataufbereitung sowie um das 

Thema Strohabfuhr versus Humusaufbau. 



Rainer Kissel von der Bayerischen Landesanstalt 

für Landwirtschaft (LfL) in Freising 

stellte zu Beginn seines Vortrages die Frage: 

„Warum spielt die Substrataufbereitung in 

Zukunft eine größere Rolle?“ Er gab selbst 

die Antwort: „Weil der Anteil landwirtschaftlicher Koppelprodukte 

in den landwirtschaftlichen Biogasanlagen 

voraussichtlich zunehmen wird. Dabei geht es vor allem 

um die Vergärung von jeglicher Art von Stroh, aber auch 

von Festmist.“ 

Die Hauptursache für den zunehmenden Einsatz von 

Koppelprodukten liege darin, weil das EEG 2021 vor allem 

die Verwendung von Silomais begrenzt auf maximal 

40 Prozent der Frischmasse. Das habe zur Folge, dass 

in Biobetrieben und in Grünlandregionen künftig mehr 

Grasaufwüchse und Kleegras vergoren werden würden. 

Bei diesen Inputstoffen spiele die Aufbereitung eine 

große Rolle. 

Bei der Substrataufbereitung gibt es laut Kissel zwei 

entscheidende Punkte: 

a. Biomasse und Prozessenergie sollen eingespart 

werden. 

b. Der Rühraufwand soll gering sein, die Bildung von 

Schwimmdecken soll verhindert werden. 

Aufschluss: Mikroben sollen leichter 

an Kohlenhydrate kommen 

„Beim technischen Aufschluss geht es darum, die Cellulose- 

und Hemicellulosefasern aufzuspalten und vom 

Lignin zu trennen. So soll den Archaeen und Bakterien 

eine Biomasse zur Verfügung gestellt werden, die 

leichter zugänglich ist. Außerdem geht es darum, die 

Oberfläche des Substrates zu vergrößern, sodass die 

Mikroorganismen das Substrat intensiver besiedeln 

können“, führte Kissel aus. 

Die Substrataufbereitung solle schlussendlich die Methanausbeute 

steigern, den Substratabbau beschleunigen, 

die Viskosität des Substrates im Fermenter 

verbessern, Rühr- und Pumpenergie einsparen, die 

technischen Komponenten weniger verschleißen sowie 

Schwimmschicht- und Schaumbildung verhindern. Als 

Folgen der Substrataufbereitung nannte der Referent: 

ffzusätzlicher Energieaufwand, 

ffzusätzlicher Investitionsbedarf, 

ffbei bestimmten Verfahren können sich Hemm - 

stoffe bilden, 

ffbei externer Aufbereitung besteht immer das 

Risiko, dass es außerhalb des Fermenters zu 

Verlusten kommt. 

19


Die Gärrestrückführung 

vom Silomais 

hat einen doppelt 

so hohen Effekt auf 

die Veränderung der 

Humusgehalte als der 

Verbleib des Strohs 

auf den Flächen. 

Die Aufbereitungsverfahren teilte Kissel ein in chemische, 

biologische und physikalische Verfahren. Biologische 

Verfahren hätten den Vorteil, dass sie keinen 

zusätzlichen Energieaufwand benötigen. Bei den biologischen 

Verfahren erfolge der Aufschluss der Cellulose 

und Hemicellulose durch Enzyme. Es gebe auch 

die Möglichkeit, Substrate mit Pilzen aufzuschließen. 

Pilze würden einerseits lignocellolytische Enzyme produzieren 

und darüber hinaus mit ihren Hyphen einen 

mechanischen Aufschluss bewirken. 

In der Forschung sei im Labor festgestellt worden, dass 

Pilze bis zu 50 Prozent Gasertragssteigerung realisieren 

lassen. Die Risiken bei Pilzen seien allerdings, dass es 

durch den Verbrauch von Kohlenhydraten zu Energieverlusten 

kommen kann und dass sie eine Phenolhemmung 

verursachen können. In der Praxis würden Pilze nicht 

in großem Maßstab eingesetzt. Eine weitere biologische 

Aufschlussmöglichkeit sei, die Enzymkonzentration im 

Fermenter durch Zugabe von außen zu erhöhen. Es sei 

jedoch darauf zu achten, dass der finanzielle Mehraufwand 

nicht die Ertragssteigerung überlagert. 

Physikalische Verfahren erwärmen 

das Substrat 

Im Weiteren ging er auf physikalische Aufschlussverfahren 

ein. In Versuchen sei Biomasse 

vor dem Fermenter mittels einer Fräswalze 

aufgefasert worden. „Bei der Behandlung von 

Mist konnten wir eine Temperaturerhöhung auf 

37 Grad Celsius feststellen, was zu Energieverlusten 

führen kann. In Batch-Gärversuchen 

sind die Gasausbeuten von behandeltem und 

unbehandeltem Material verglichen worden. 

Es konnte kein signifikanter Gasmehrertrag 

durch die Behandlung festgestellt werden“, 

berichtete Kissel. Als zweites ging er auf ein 

sogenanntes internes Verfahren ein. Dazu wird 

das Substrat erst dem Fermenter und dann 

über eine Pumpleitung verschiedenen Geräten 

zugeführt. Bis zu 80 Kubikmeter Durchsatz pro 

Stunde waren möglich. Getestet worden sind 

Mais, Szavasigras, Festmist und Grassilage. 

Die Substrate hätten sich stärker erwärmt als 

in dem Fräswalzen-Verfahren. Das Szavasigras 

habe sich zum Beispiel von 20 Grad Celsius 

auf 56 Grad Celsius erwärmt. Eine Steigerung 

des Gasertrages sei kaum feststellbar gewesen. 

Als drittes physikalisches Verfahren stellte Kissel 

die Hammermühle vor. Die Geräte hätten 

eine elektrische Anschlussleistung von 20 bis 

100 Kilowatt. Es handele sich um ein externes 

Verfahren, das aber in die Substratleitung integriert 

werden könnte. In der Hammermühle 

befänden sich kleine Schlegel, die das Material 

zerkleinern. Die Substratausgangstemperatur 

habe 4 Grad Celsius betragen. Nach der Hammermühle 

habe das Substrat eine Temperatur 

von 26 Grad Celsius aufgewiesen. Eine Gasertragssteigerung 

habe man nicht festgestellt. Die Durchsatzleistung 

sei abhängig vom Halmgut und von der 

Siebgröße. Das Verfahren sei relativ verschleißträchtig. 

Eine vierte Behandlungsmethode stellt der Einsatz des 

Extruders dar. Die elektrische Anschlussleistung der 

Maschinen liegt zwischen 26 und 110 Kilowatt. Der 

Zerkleinerungsgrad liegt bei einem Millimeter. Nach 

Kissels Darstellung erreichen die Extruder Durchsätze 

von 2 bis 4 Tonnen pro Stunde. Beim Einsatz von 

Grassilage und Szavasigras konnte eine deutliche Erwärmung 

auf 56 Grad Celsius gemessen werden. „Wir 

haben festgestellt, dass sich die Gasausbeute durch 

diese Technologie steigern lässt. Bei Mais und Mist ist 

die Steigerung tendenziell um 5 Prozent nachweisbar. 

Andere Forschungseinrichtungen haben nach dem 

Extrudieren von Maissilage eine Steigerung der Gaserträge 

von 7 bis 14 Prozent erreicht nach zweimaliger 

Behandlung. Bei Grassilage sollen es sogar 19 bis 26 

Prozent gewesen sein“, informierte Kissel. Der Energieaufwand 

sei mit 10 bis 25 Kilowattstunden pro Tonne 

Material relativ hoch. 

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Die physikalischen Aufschlussverfahren würden gegenüber 

den Kontrollvarianten zu Beginn der Vergärung eine 

sehr hohe Abbaukinetik bewirken. Mit zunehmender 

Fermentationsdauer gehe der Effekt jedoch zurück. Das 

sei bei allen vier Substraten so gewesen. Sehr deutlich 

sei der Abbau bei strohhaltigem Mist gewesen. Bei strohreichem 

Mist hätten die physikalischen Verfahren positive 

Effekte. Bei ligninarmen Substraten konnten die physikalischen 

Aufschlussverfahren keine Effekte zeigen. 

Boden organische Substanz geben 

Sebastian Parzefall vom Technologie- und Förderzentrum 

(TFZ) in Straubing stellte in seinem Vortrag 

Ergebnisse aus Gärdüngerversuchen in Bayern dar, 

in denen der Humusaufbau beziehungsweise -abbau 

untersucht wurde. Welche Auswirkungen die Strohabfuhr 

auf die Bodenfruchtbarkeit hat, war die zentrale 

Frage in den Versuchen. „Das Problem bei der energetischen 

Nutzung landwirtschaftlicher Biomasse 

ist, dass in der Regel ein Großteil der oberirdischen 

Biomasse abgefahren wird. Nach dem Biogasprozess 

wird zwar ein Teil der organischen Substanz aufs Feld 

zurückgebracht, aber zumindest zu Versuchsbeginn 

2009 und auch jetzt ist die Humusreproduktionsleistung 

von Gärresten noch nicht endgültig geklärt“, 

führte Parzefall aus. 

Zum Erhalt der Bodenfruchtbarkeit müsse der Boden 

mit ausreichend organischer Substanz versorgt werden. 

Die organische Substanz sei wichtig für den Erhalt des 

Humus, des Bodenlebens und der Bodenstruktur. Die 

Versuche seien von 2009 bis 2018 gelaufen, an vier 

Standorten in Bayern. Die Fruchtfolge war Silomais-Winterweizen, 

ohne Zwischenfruchtanbau. Einmal pro Jahr 

wurde der Boden gepflügt. Zwei der Versuchsstandorte 

befanden sich in Niederbayern (Aulfing und Straubing). 

In Aulfing ist der Boden eher sandig mit 14 Prozent Tongehalt. 

In Straubing ist die Versuchsfläche überwiegend 

Lößboden mit hohem Schluff- und mittlerem Tongehalt. 

Ein weiterer Versuchsstandort war Röckingen in Mittelfranken, 

wo der Boden den höchsten Tongehalt aufweist. 

In Reuth in Mittelfranken ist der Boden eher leichter mit 

hohem Schluffgehalt. Die Niederschläge waren laut Parzefall 

im Versuchszeitraum an allen Standorten ähnlich, 

bei ungefähr 700 Millimeter, und entsprachen ungefähr – 

bis auf Straubing – dem langjährigen Mittel. 

Sechs Versuchsvarianten 

Die Versuchsvarianten unterschieden sich in den Biomasseabfuhren 

und -rückführungen (sechs Varianten). 

Stroh blieb entweder auf dem Feld oder es wurde abgefahren. 

Auch die Rückführung der Gärreste sei variiert 

worden. Die Varianten: 

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AKTUELLES 

V1: mineralische Düngung, Strohabfuhr ohne 

Rückfuhr. 

V2: mineralische Düngung, Stroh blieb auf der Fläche. 

V3 + V4: hier erfolgte eine Gärrestrückführung proportional 

zur Maisabfuhr. Einmal mit Strohverbleib 

und einmal ohne plus mineralischer Düngung. 

V5: extreme Gärrestrückführung. Gärrest proportional 

zur Mais- und Weizenabfuhr gedüngt plus 

Aufschlag von 20 Prozent. Damit habe man eine 

mögliche überproportionale Gärrestdüngung auf 

hofnahen Flächen simulieren wollen. Minimale 

mineralische Düngung. Diese Variante ist aber 

aufgrund der Bestimmungen der aktuellen Düngeverordnung 

so nicht mehr praktikabel und wegen 

der Stickstoffverluste nicht zu empfehlen. 

V6: mit Rindergülle gedüngt. Rindergülle wurde 

hier entsprechend dem Gärrest in der V3 und V4 

gedüngt. 

Die Gärreste hatten typischerweise 5 Prozent Trockensubstanzgehalt 

(TS) mit 3,9 Kilogramm Gesamt- 

Stickstoff und einem pH-Wert von 7,7. Die Rindergülle 

hatte einen TS-Gehalt von 8 Prozent und etwas geringere 

Stickstoffgehalte. Die Gärreste der verschiedenen 

Biogasanlagen schwankten je nach Inputstoffen sehr 

stark hinsichtlich ihrer Inhaltsstoffe. In den Versuchen 

war keine Biogasanlage dabei, die Stroh vergoren hatte. 

Die organische Düngung sei im Frühjahr zu den jeweiligen 

Kulturen ausgebracht worden. Beim Mais vor der 

Saat und beim Winterweizen in der Regel zu Vegetationsbeginn. 

Dazu wurden spezielle Parzellengülletankwagen 

verwendet, um möglichst exakt den Dung 

applizieren zu können. Die Höhe der Stickstoffdüngung 

allgemein sei so bemessen worden, dass kein Einfluss 

aufgrund der Zufuhr von organischer Substanz eintritt. 

„Das heißt, man sollte möglichst identische Einträge 

an organischer Substanz in Form von Ernte- und Wurzelresten 

in allen Varianten haben, damit die Unterschiede 

in den Varianten nur in der Rückführung der organischen 

Dünger oder dem Strohverbleib bestehen“, 

erklärte Parzefall. Die Stroherträge seien in allen Varianten 

gleich gewesen – bis auf den Standort Straubing. 

45 Dezitonnen Stroh wurden im Durchschnitt geerntet. 

Die meiste organische Substanz sei in der Variante 

mit der Rindergülle über den gesamten Versuchszeitraum 

zugeführt worden. Allgemein sei durch Stroh im 

Vergleich zu V3 und V4 in etwa die eineinhalbfache 

Menge an organischer Substanz zugeführt worden im 

Vergleich zu Gärresten. Das sei wichtig im Hinblick 

auf die spätere Betrachtung der Entwicklung der Humusgehalte. 

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Strohabfuhr oder -verbleib – keine 

Beeinflussung der Aggregatstabilität 

„Die Aggregatstabilität beschreibt die Widerstandsfähigkeit 

der Bodenaggregate gegenüber Niederschlägen. 

Sie ist entscheidend, damit bei Starkregenereignissen 

der Boden nicht verschlämmt und möglichst 

nicht erodiert. Die Strohabfuhr oder dessen Verbleib 

hat im Grunde keine Auswirkungen auf die Aggregatstabilität“, 

machte Parzefall deutlich. Nach zehn 

Jahren Versuchslaufzeit sei festzustellen, dass die 

organische Düngung einen leicht positiven Effekt hinsichtlich 

der Vermeidung von Verschlämmungen und 

der Erosion der Böden hat. 

Auch seien keine entscheidenden Auswirkungen der 

unterschiedlichen organischen Düngung auf die Lagerungsdichte 

und auf das Gesamtporenvolumen sichtbar 

gewesen. Die Gärrestdüngung habe keine negativen 

Auswirkungen auf die Aggregatstabilität gehabt. 

In den Rindergüllevarianten sei die Infiltrationsrate 

des organischen Düngers in den Boden am höchsten 

gewesen. „Das hat damit zu tun, dass in diesen Parzellen 

die höchste Regenwurmdichte gezählt werden 

konnte“, klärte Parzefall auf. 

Insgesamt seien die Humusgehalte während der Versuchslaufzeit 

an drei von vier Standorten zurückgegangen. 

Nur am Standort Aulfing hätten die Gehalte in der 

dritten Variante zugenommen. V1 habe den stärksten 

Humusrückgang gezeigt. „Man sieht zwar an den Ergebnissen, 

dass der Strohverbleib keine signifikanten 

Effekte auf die Humusgehalte hatte, aber trotzdem war 

es sichtbar, wenn das Stroh auf den Flächen blieb, 

dass der Humusabbau geringer war. Wenn wir V1 und 

V2 sowie V3 und V4 miteinander vergleichen, dann 

ergibt sich ein signifikanter Einfluss des Strohs auf die 

Veränderung der Humusgehalte. Gleiches gilt auch für 

die Gärreste, also im Vergleich der V1 mit V3 und V2 

mit V4“, sagte Parzefall. 

Die Gärrestrückführung vom Silomais habe einen doppelt 

so hohen Effekt auf die Veränderung der Humusgehalte 

als der Verbleib des Strohs auf den Flächen. 

Die Gärreste hätten eine dreimal so hohe Humusreproduktionsleistung 

als das Stroh. Das deute darauf hin, 

dass die organische Substanz in Gärresten eine höhere 

Stabilität habe und somit eine höhere Humusreproduktionsleistung. 

Wenn Gärdünger vollständig zurückgeführt 

würden, dann sei davon auszugehen, dass dies 

einen ähnlichen Effekt auf die Humusgehalte hat, als 

wenn die organische Substanz, die vergoren wird, auf 

dem Feld bleibt. 

Die letzte Untersuchung der Humusgehalte stammte 

aus dem Frühjahr 2018, sodass das vom Weizen anfallende 

Stroh in der Humusbilanz noch nicht enthalten 

war. Die mikrobielle Biomasse wurde indirekt über die 

substratinduzierte Respiration ermittelt. Dabei zeigten 

sich keine signifikanten Unterschiede zwischen den Varianten. 

Nach Parzefalls Informationen war aber deutlich 

feststellbar, dass mit zunehmender organischer 

Düngung die mikrobielle Aktivität im Boden zunimmt 

und die höchste Aktivität in den Varianten mit Rindergülle 

ermittelt werden konnte. Grund: Mit der Rindergülle 

sei auch die größte Menge an leicht umsetzbarer 

organischer Substanz zugeführt worden. 

Strohverbleib – tiefgrabende Regenwürmer 

profitieren 

Ein gleiches Bild habe sich auch bei der Besiedlungsdichte 

der Regenwürmer gezeigt, die im gesamten 

Versuch unterdurchschnittlich war im Vergleich zum 

bayernweiten Durchschnitt. Dieser liegt ungefähr bei 

145 Regenwürmern pro Quadratmeter. Dieser Wert sei 

nur in der Rindergüllevariante erreicht worden. Der 

Einfluss des Strohs auf die Regenwurmdichte sei zwar 

nicht signifikant gewesen, aber dennoch nachweisbar. 

Parzefall meinte, dass die Regenwurmdichte auch wegen 

des jährlichen Pflügens nicht so hoch gewesen ist. 

Vor allem die tiefgrabenden Regenwürmer profitierten 

davon, wenn das Stroh auf der Bodenoberfläche liegen 

bleibt. Wohingegen die Mineralbodenarten vom Pflügen 

profitiert hätten. 

„Wichtig ist, dass zur Ernährung des Bodenlebens 

leicht abbaubare Kohlenstoff-Verbindungen zur Verfügung 

stehen, wie es zum Beispiel bei den Rindergüllevarianten 

der Fall ist. Von den Gärdüngern ist keine 

schädliche Wirkung auf das Bodenleben ausgegangen. 

Die Gärdüngeranwendung im Rahmen der guten fachlichen 

Praxis lässt keine Verschlechterung der Bodenstruktur 

sowie negative Auswirkungen auf die Bodenlebewesen 

erwarten“, resümierte Parzefall. 

Autor 




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Kompetenzzentrum für Biogasanalytik 

und -forschung wächst weiter 

Die ISF GmbH ist das Zentrallabor der Union Agricole Holding AG und befasst sich 

seit 2007 intensiv mit Biogasanalytik und -forschung. Sie gilt als Biogas-Keimzelle der 

Unternehmensgruppe. Jetzt werden unter ihrem Dach alle Bereiche der Biogasanalytik 

am Standort Wahlstedt zusammengefasst. Was das für die ISF GmbH und die Biogasanlagen-Betreiber 

bedeutet, erklärt uns Geschäftsführer Dietmar Ramhold. 

Die ISF GmbH leistet wissenschaftliche 

Basisarbeit, angewandte Forschung und 

Analytik für die Unternehmensgruppe. 

Was bedeutet die Erweiterung der Labordienstleistung? 

Die ISF GmbH stellt das zentrale Labor- und 

Untersuchungszentrum der Unternehmensgruppe 

dar. Seit 2007 arbeiten wir intensiv im 

Bereich der Biogasforschung und -analytik 

und verfügen mittlerweile über die größten 

Forschungskapazitäten im Biogasbereich der 

freien Wirtschaft. 

Laboranalysen zu den unterschiedlichen 

Abschnitten im Biogasprozess haben bisher 

die ISF GmbH (Wahlstedt) und die Bonalytic 

GmbH (Troisdorf) in höchster, nachvollziehbarer 

Qualität erstellt. Hierzu gehören: Untersuchungen 

des Energiepotenzials von Substraten, 

Analysen von Fermenterinhalten zur 

Überwachung der Prozessbiologie, Untersuchungen 

der Gärreste auf deren Düngewert 

sowie Leckage-Messungen an Biogasanlagen. 

Um auch in Zukunft Maßstäbe im Bereich 

der Biogasforschung und -analytik setzen zu 

können, sind ab 01.07.2021 alle Labordienstleistungen 

für Biogasanlagen in der Unternehmensabteilung 

ISF analytics in dem Zentrallabor 

am Standort Wahlstedt gebündelt. 

Warum wird die Analytik zukünftig nur 

noch an einem Standort betrieben? 

Mit der Verschmelzung aller Laborleistungen 

entsteht ein Kompetenzzentrum für Biogasanalytik 

und -forschung, in dem alle Synergien 

voll ausgeschöpft werden können. Auf 

dieser Basis kann die Unternehmensgruppe 

auch zukünftig als richtungsweisender Impulsgeber 

für die Biogasbranche agieren. 

Argumente, die bei der Entscheidung für 

den Standort Wahlstedt sprachen, waren 

die vorhandenen Räumlichkeiten des dort 

2013 neu gebauten Labor- und Technikum- 

Komplexes. Sie erfüllen alle Anforderungen 

an Arbeitssicherheit und Arbeitsschutz und 

bieten Raum für eine starke Mannschaft aus 

Chemikern, Biologen, Umwelttechnikern und 

vor allem sachkundigen Laborkräften. 

Welche Herausforderungen bringt die Verschmelzung 

der ISF GmbH und der Bonalytic 

GmbH mit sich? 

Der etablierte Bereich der Biogasanalytik in 

der ISF GmbH erfährt eine organisatorische 

Neugestaltung. 

Zukünftig werden wir neben den 25.000 Futtermittelproben 

und 5.000 Biogas-Fermenterproben 

weitere 10.000 Biogasproben in 

Wahlstedt bearbeiten. Die Aufstockung der 

Analysetechnik schafft erforderliche Kapazitäten. 

Zudem erhöhen wir durch den Aufbau 

redundanter Systeme unsere Zuverlässigkeit, 

Ergebnisse zeitnah zu liefern. Durch 

verbesserte Methoden verkürzt sich z. B. 

bei der Spurenelementanalyse die Bearbeitungszeit 

um bis zu 25 %. 

Die ISF GmbH hat einen Mitarbeiter-Zuwachs 

von knapp 30 % erfahren – glücklicherweise 

mit einem Teil der vorhandenen Expertise 

der Kollegen der Bonalytic GmbH. 

Nach welchen Qualitätsstandards arbeitet 

die ISF GmbH? 

Für Anlagenbetreiber ist die Aussagekraft der 

Analysenergebnisse ein ausschlaggebendes 

Qualitätskriterium. Sie hängt ab von der 

höchstmöglichen Genauigkeit mit der das 

Labor in seiner täglichen Routine arbeitet. 

Vielfältige Versuchsreihen, langjährige Erfahrungen 

und modernste Laboreinrichtungen 

ermöglichen uns ein außerordentliches 

Niveau an Exaktheit der Analytik. 

Die konstant hohe Qualität unserer Analysen 

ist uns sehr wichtig, an ihr lassen wir uns 

messen: Zur unabhängigen Labor-Qualitätskontrolle 

nutzen wir seit Jahren erfolgreich 

die Teilnahme an den Labor-Ringversuchen 

der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft. 

Dietmar Ramhold, Geschäftsführer der ISF GmbH 

Welche Veränderungen ergeben sich für 

den Kunden durch die Neuorganisation? 

Die kontinuierliche Überwachung der biologischen 

Prozesse ist für den Betrieb einer Biogasanalage 

von entscheidender Bedeutung. 

Für unsere Kunden ändert sich am Ablauf von 

Probenahme und Versand kaum etwas. Neu 

sind lediglich der Standort und die gebündelte 

Kompetenz. 

Nach wie vor können Betreiber von Biogasanlagen 

flexible Analysen-Pakete über 

die Vertriebsunternehmen buchen und bedarfsorientiert 

einsetzen. Die Mitarbeiter 

der Schaumann BioEnergy GmbH und der 

Schaumann BioEnergy Consult GmbH stehen 

allen Kunden und Interessierten beratend 

zur Seite. 

Unser Leistungsspektrum 

Analytik 

- Substratanalytik 

- Überwachung der Prozessbiologie 

(Fermenteranalytik) 

- Bestimmung des Biogaspotenzials 

(Gärtests) 

- Detektion von Biogas-Leckagen 

Forschung 

Produktentwicklung 

www.is-forschung.de 

25


BIOGAS Convention & Trade Fair 2021 

2021 ist noch nicht „wie immer“, aber die 31. Jahrestagung des Fachverbandes Biogas e. V. will das 

Beste aus den Umständen machen: Vom 22. bis 26. November wird das Hauptprogramm auf der 

BIOGAS Convention Digital präsentiert und zwei Wochen später, vom 7. bis 9. Dezember, folgt die 

BIOGAS Trade Fair als Livemesse! 

Der Fachverband hat es sich 

nicht leicht gemacht mit der 

Entscheidung zur Durchführung 

der BIOGAS Convention 

& Trade Fair 2021. Dank zahlreicher 

Rückmeldungen aus der Mitgliedschaft, 

vom Firmenbeirat und von unseren 

Ausstellern ist die Entscheidung für eine 

Live-Fachmesse und eine Digital-Tagung 

gefallen: 

BIOGAS Convention Digital: 

22. bis 26. November 2021 

BIOGAS Trade Fair Live: 

7. bis 9. Dezember 2021 in Nürnberg 


Digital 

Auf der BIOGAS Convention Digital 2021 

wird es viel zu diskutieren geben: Die aktuellen 

politischen Entwicklungen rund 

um Energie- und Klimapolitik nach der 

Bundestagswahl, neue Gesetze und Regelungen, 

die Position der Biogasbranche 

und deren Selbstverständnis. Kraftstoffe 

und Grüne Gase, von Wasserstoff bis Gashandel, 

sind die Themen der Zukunft. Es 

wird gezeigt, dass Gesetze und technische 

Regelwerke meisterbar 

sind, wenn sie nicht als 

„Feind“ betrachtet, sondern 

als unverzichtbarer 

Teil für sichere und nachhaltige 

Anlagen begriffen 

werden. 

Sichere Anlagen wiederum 

verbessern auch das 

Image der Branche. Aktuelle 

Rechtsfragen und 

Urteile stehen ebenso 

auf dem Programm wie 

die dynamischen Entwicklungen 

im Düngerecht und bei der 

Abfallvergärung. Auch die Dauerbrenner 

Emissionen, das Störfallrecht und die 

Auswirkungen der RED II und Nachhaltigkeitsverordnungen 

werden ausführlich 

diskutiert. 

Die Herausforderungen für die Biogasbranche 

werden also nicht weniger! Biogasanlagenbetreiber 

und Biogasfirmen müssen 

sich darauf einstellen und aktiv nach Lösungen 

suchen. Wer sich jetzt engagiert 

und neue Wege geht, wer bereit ist für Veränderungen, 

wer auf geänderte Rahmenbedingungen 

reagieren oder sogar über diese 

hinausgehen kann, der hat gute Chancen, 

auch in Zukunft erfolgreich zu arbeiten. 

Die digitale Plattform wird daher 2021 

allen Besucher:innen viel Gelegenheit zur 

Interaktion bieten, angefangen von der Diskussion 

mit den Experten über den virtuellen 

Biogas-Treff mit anderen Teilnehmern 

bis hin zu Umfragen oder Feedbackrunden. 

Für unsere internationalen Teilnehmer, die 

nicht anreisen können, bietet die digitale 

Plattform die Chance, sich mit Experten 

und anderen Teilnehmern auszutauschen 

und Einblicke in die deutsche Biogasbranche 

oder internationale Projekte zu erhalten. 

Gemeinsam mit den ausstellenden Firmen 

ist ein englischsprachiges Programm 

in Planung, das von internationalen Gästen 

kostenfrei wahrgenommen werden kann. 

Auf der BIOGAS Trade Fair Live vom 7. bis 

9. Dezember 2021 in Nürnberg können 

dann die Gespräche der Tagung fortgesetzt 

werden. Und nicht nur das: Es besteht auf 

der Messe die Möglichkeit, neue Techniken, 

Geräte, Software wieder live zu sehen 

und zu fühlen. So können Investitionen für 

neue Perspektivfelder vorbereitet oder sogar 

schon getätigt werden. Für Besucher bietet 

sich damit im Dezember die Chance, auf einer 

der ersten wieder in Präsenz stattfindenden 

Messen Geschäftspartner persönlich zu 

treffen und sich über wichtige Themen zu 

informieren und auszutauschen. 

Das Team vom Fachverband freut sich darauf, 

Mitglieder und Branchenvertreter nach 

zwei Jahren persönlich auf der Messe, im 

BIOGAS Treff und im BIOGAS Fachforum 

zu begrüßen. Das BIOGAS Fachforum kann 

von jedem Messebesucher kostenfrei besucht 

werden. 

Bleiben Sie auf dem Laufenden: In wenigen 

Wochen werden wir auf www.biogasconvention.com 

das Programm der BIO- 

GAS Convention 2021 veröffentlichen. 

BIOGAS Convention & Trade Fair 2021 in Kürze: 

ffBIOGAS Convention Digital vom 22. bis 26.11.2021 

ffBIOGAS Trade Fair Live in Nürnberg vom 7. bis 9.12.2021 

ffObligatorische Online-Vorabregistrierung für Teilnehmer und Messebesucher, auch für Mitglieder. 

ffKostenfreies Grundangebot der digitalen Plattform (Firmenübersicht und -kontakte, BIOGAS Fachforum digital, 

Chat-Optionen, Diskussionsräume etc.). Das Hauptvortragsprogramm bleibt kostenpflichtig. 

ffAlle Live-Messebesucher erhalten automatisch einen kostenfreien Zugang zum Grundangebot der digitalen Plattform. 

Weitere Informationen: www.biogas-convention.com 

07. – 09. Dezember 2021 

Messe Nürnberg 

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AKTUELLES 

ERFAHRUNG 

IST DIE BASIS 

JEDER INNOVATION 

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

effiziente Technik und eine einfache Handhabe. 

Als Erfinder der elastomerbeschichteten Drehkolbenpumpe und Innovationstreiber für 

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

Maschinenbauindustrie und ihrem Beitrag zur Energiewende verpflichtet. Seit der Gründung 

des Unternehmens 1929 liefern wir technische Lösungen, deren Funktionalität, Qualität 

und Zuverlässigkeit von unseren Kunden weltweit hoch geschätzt werden und unseren Wettbewerbern 

als Vorbild dienen. 

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

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

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

individuellen Beratungsleistungen. 

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MECHANISCHE AUFBEREITUNG VON FASERIGEN 

ABFALL- UND RESTSTOFFEN FÜR BIOGASANLAGEN 

MIT DER KAHL KOLLERMÜHLE 

Kollermühle von AMANDUS KAHL Stroh bietet ein hohes Biogaspotenzial 

Energiemais ist nach wie vor das am häufigsten 

verwendete Gärsubstrat für Biogasanlagen. Allerdings 

wurde in den vergangenen Jahren verstärkt 

nach Alternativen gesucht, Mais für die Biogaserzeugung 

anteilig zu ersetzen. Landwirtschaftliche 

Abfall- und Reststoffe wie Festmist, Stroh und 

andere Ernterückstände, aber auch Landschaftspflegematerial 

und Grünschnitt von öffentlichen 

Flächen sowie forstwirtschaftliche Reststoffe 

bieten hier ein enormes Biogaspotential. 

Im Zusammenhang mit der Nutzung der beschriebenen 

Abfall- und Reststoffe rückt verstärkt 

die Substrataufbereitung für die Biogasanlagen 

in den Fokus. Durch eine gezielte Substrataufbereitung 

soll zum einen die Methanausbeute 

gesteigert und der Abbau der Biomasse beschleunigt, 

zum anderen die Förderfähigkeit 

des Substrates gesteigert und die Schaum- und 

Schwimmschichtneigung reduziert werden. Hierfür 

können unterschiedliche chemische, biologische 

und physikalische Verfahren zum Einsatz 

kommen. 

AMANDUS KAHL ist ein international bekanntes 

Maschinenbauunternehmen aus Reinbek bei 

Hamburg mit mehr als 140 Jahren Erfahrung 

im Maschinen und Anlagenbau. Eine der Kernmaschinen 

des Unternehmens ist die Flachmatrizenpresse, 

welche weltweit für die Pelletierung 

unterschiedlicher Produkte aus verschiedenen 

Industrien genutzt wird. Basierend auf den Prinzipien 

dieser Flachmatrizenpresse hat AMANDUS 

KAHL die Kollermühle für die Zerfaserung nasser 

Holzhackschnitzel zur Herstellung von Brennstoffpellets 

entwickelt. Die Vermahlungseigenschaften 

der Kollermühle für die Holzhackschnitzel können 

optimal für die Substrataufbereitung rohfaserhaltiger 

Reststoffe zum Einsatz in Biogasanlagen 

genutzt werden. Des Weiteren ist die Kollermühle 

gegenüber Schneid- und Hammermühlen im 

Betrieb wesentlich energiesparender und kostengünstiger. 

Für die Substrataufbereitung wird das Eingangsmaterial 

aus einem Dosierbunker (bspw. Futtermischwagen) 

gleichmäßig in die KAHL Kollermühle 

dosiert. 

Das Produkt fällt mittels Schwerkraft auf die 

Flachmatrize und wird durch die Überrollung der 

Kollerrollen zerfasert. Durch die Zerfaserung wer- 

28


AKTUELLES 

AMANDUS 

KAHL 

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den die Zellen im Stroh geöffnet, sodass die Luft 

besser entweichen kann. Dies minimiert das Risiko 

zur Bildung von Schaum- und Schwimmschichten 

im Fermenter. 

Eine erste Pilotanlage zur Zerfaserung von Stroh, 

Gras und Festmist mit einer Kollermühle von 

AMANDUS KAHL läuft in Dänemark. Hier kommt 

vorwiegend nasses, als Einstreu für Tiere ungeeignetes 

Stroh zum Einsatz. Die Feuchtigkeit 

des Eingangsprodukts kann zwischen 15% und 

70% variieren, allerdings ist die Verarbeitung im 

Feuchtigkeitsbereich von 40–50% am effektivsten. 

Um den Feuchtigkeitsgehalt sehr nassen 

Strohs zu reduzieren, werden in der Anlage in 

Dänemark Haferschalen beigemischt, sodass das 

Eingangsmaterial der Kollermühle durchgehend 

eine Feuchtigkeit von 40–50% aufweist. Bei der 

hier eingesetzten Kollermühle handelt es sich um 

den Maschinentyp 45–1250. Die Zahl 1250 steht 

für den Matrizendurchmesser von 1.250mm. Die 

Matrize hat eine Lochung von 16mm, kann je nach 

gewünschtem Mahlgrad dahingehend jedoch angepasst 

werden. Die Kapazität dieser Kollermühle 

beträgt 15 t/h. Nach Überrollung des Stroh-Hafer- 

Gemischs wird die zerfaserte Biomasse in einem 

Rührwerksbehälter mit Gülle vermischt und in den 

Fermenter der Biogasanlage gepumpt. 

Das auf der Kollermühle zerfaserte Stroh wurde 

von der Aarhus Universität in Bezug auf die Gasausbeute 

mit lediglich geschnittenem Stroh verglichen. 

Die Gasproduktion von gekollertem Stroh 

ist um mehr als 30% größer als bei normal geschnittenem 

Stroh. Mit dem zerfaserten Produkt 

ist es möglich, die gleiche Gasausbeute, welche 

man mit geschnittenem Stroh nach 30 Tagen erhält, 

bereits nach 17 Tagen zu erreichen, was eine 

deutliche Effizientssteigerung der Anlage bedeutet 

(siehe Abb. 1). 

Auch bei der Zerfaserung von Gräsern ist ein 

deutlicher Mehrwert zu erkennen. Nach kurzer 

Verweilzeit beträgt die Gasausbeute des zerfaserten 

Grases >100% – die Gasausbeute von 

unbehandelten Gräsern nach 30 Tagen, kann mit 

den zerfaserten bereits nach 20 Tagen realisiert 

werden (siehe Abb. 2). 

Die zerfaserte Biomasse ist besser dosierfähig 

und kann in Verbindung mit Gülle gut in die 

Fermenter gepumpt werden, ohne Schaum- und 

Schwimmstoffe zu bilden. Dies ermöglicht den 

Einsatz unterschiedlicher Rest- und Abfallstoffe 

in den Biogasanlagen und führt dazu, dass 

bestehende Biogasanlagen ihre Gasproduktion 

steigern können, ohne das Fermentervolumen 

dabei zu vergrößern. Zusätzlich können Betreiber 

bestehender Anlagen durch den Einsatz der beschriebenen 

Biomassen im Vergleich zu Silomais 

oder Nebenprodukten der Lebensmittelproduktion 

Geld sparen, ohne die totale Gasausbeute zu 

verringern. Zu guter Letzt können diese Gärreste 

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29

POLITIK 


Reparatur des EEG 2021 abgeschlossen: 

Flexzuschlag gesichert! 

Kurz vor der politischen Sommerpause hat die Biogasbranche noch einen wichtigen Erfolg erzielt: Bestandsanlagen, 

die die Flexprämie in der ersten Vergütungsperiode erhalten haben, können in der Anschlussförderung 

für bereits geförderte Leistung den Flexzuschlag bekommen. 

Von Jörg Schäfer 

Die vergangenen Monate glichen 

einer Achterbahnfahrt. Nach 

Jahren der Stagnation, in denen 

die Entscheidungen aus 

Berlin den Anschein erweckten, 

Biogas spiele keine Rolle in den energiepolitischen 

Plänen der Bundesregierung, 

kamen mit der Debatte um das EEG 2021 

erstmals wieder hoffnungsvolle Signale 

aus der Bundeshauptstadt: Die Ausschreibungsvolumina 

für Strom aus Bioenergie 

wurden von 150 auf 600 Megawatt pro Jahr 

angehoben, ebenso die Gebotshöchstwerte 

für Neu- und Bestandsanlagen; der Flexdeckel 

wurde gestrichen und der Flexzuschlag 

erhöht, sogar die Sondervergütungsklasse 

für Güllekleinanlagen wurde ausgeweitet. 

Doch dann kam nach anfänglicher Euphorie 

kurz vor Weihnachten, quasi durch die 

Hintertür, die Streichung des Flexzuschlags 

für Bestandsanlagen. Angeblicher Grund: 

beihilferechtliche Bedenken aus dem Bundeswirtschaftsministerium. 

Ein wirtschaftlicher 

Weiterbetrieb tausender Anlagen war 

so wieder infrage gestellt. Fachverbands- 

Präsident Horst Seide verglich die einst 

zukunftsweisende EEG-Novelle zu Recht 

mit einer angezogenen Handbremse in voller 

Fahrt. 

Nachdem das EEG 2021 dann im neuen 

Jahr in Kraft trat, begannen in Berlin die 

ersten Versuche, die gröbsten Schwachstellen 

auszubessern. Allen voran die unsägliche 

Neuregelung des Flexzuschlags. Unter 

Zuhilfenahme juristischer Fachexpertise 

konnte durch die Anwaltskanzlei von Bredow 

Valentin Herz klargestellt werden, dass 

die neuen Anforderungen an die Flexibilisierung 

von Biogas sowie die laufenden 

Kosten die Notwendigkeit des Investitionszuschusses 

auch im zweiten Vergütungszeitraum 

dringend erforderlich machen. 

Dies ließe sich auch jederzeit gegenüber 

der EU rechtfertigen, so die Anwälte. 

Erst zögern, dann positive Signale 

aus Abgeordnetenbüros 

Und man merkte, so langsam schien sich 

etwas zu bewegen im politischen Berlin. 

Nach vorerst ausweichenden Antworten 

aus Ministerien und Abgeordnetenbüros 

kam zunehmend häufiger das Signal, dass 

man das EEG womöglich doch noch im 

Omnibus-Verfahren, also im Kielwasser 

eines noch zu verhandelnden Gesetzes, 

erneut aufschnüren könnte. Das war das 

Aufbruchs-Signal für die Branche! Zahlreiche 

Positionspapiere wurden geschrieben, 

zahllose Gespräche geführt. Alles kam auf 

den Tisch: die endogene Mengensteuerung, 

die Südquote, die Anschlussregelung 

für kleine Gülleanlagen und natürlich auch 

das Herzensanliegen der Biogasbranche: 

der Flexzuschlag. 

Auch die Clearingstelle EEG/KWKG brachte 

sich ein und unterbreitete ihre Änderungsempfehlungen. 

Teil des Expertengremiums 

waren neben wissenschaftlichen Institutionen 

und Juristen auch Branchenvertreter 

wie der Fachverband Biogas. Nach Aufrufen 

aus der Mitgliedschaft, die eigenen 

Wahlkreis-Abgeordneten anzusprechen, 

brannte in Berlin förmlich die Luft. Zahlreiche 

Abgeordnete verständigten sich darauf, 

den Flexzuschlag noch einmal anzugehen. 

Und das letztlich mit Erfolg! 

Am 25. Juni beschloss der Bundestag endlich 

ein Reparatur-EEG und damit einhergehend 

eine echte Anschluss-Perspektive 

für tausende Biogasanlagenbetreiber. Die 

Streichung des Flexzuschlags für Biogasanlagen 

im zweiten EEG-Vergütungszeitraum 

wurde zurückgenommen. Somit konnte die 

für die Branche so wichtige Regelung aus 

dem EEG 2017 wieder hergestellt werden. 

Laut des Beschlusses können Biogasanlagenbetreiber 

zukünftig wieder einen 

Flexzuschlag in Höhe von 50 Euro je installiertem 

Kilowatt geltend machen, sofern 

sie bereits im ersten Vergütungszeitraum 

für flexibilisierte Leistung die Flexprämie 

erhalten haben. Zusätzliche installierte 

Flex-Leistung kann 65 Euro je Kilowatt in 

Anspruch nehmen. 

Gleichwohl steht die Regelung unter dem 

Zustimmungsvorbehalt seitens der EU. 

Doch wir bleiben zuversichtlich, dass auch 

die Europäische Kommission die Notwendigkeit 

des Flexibilitätszuschlages anerkennen 

wird. Und was die anderen verbleibenden 

Baustellen anbelangt – die nächste 

EEG-Novelle nach der Bundestagswahl ist 

quasi vorprogrammiert. 

Autor 

Jörg Schäfer 

Referent im Referat Politik 


EUREF Campus 16 · 10829 Berlin 

030/2 75 81 79-0 

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POLITIK 


Neue Chancen für Biogas und 

Biomethan im Kraftstoffsektor 

Aus dem frisch novellierten Bundes-Immissionsschutzgesetz („BImSchG“) ergeben sich 

neue zukunftsweisende Möglichkeiten für den Einsatz von Biogas und Biomethan. Die 

Treibhausgasminderungsquote („THG-Quote“), mit dem die Emissionsminderung im Verkehr 

geregelt wird, steigt bis 2030 stark an. Dies kommt insbesondere abfallstämmigem 

Biomethan zugute. Aber auch für Wasserstoff aus Biomasse gibt es neue Impulse. 

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt 

Seit Jahren blicken wir mit Spannung der 

Umsetzung der EU-Richtlinie für Erneuerbare 

Energien im Verkehr entgegen, denn 

die EU hatte schon lange erkannt, dass 

auch Biomethan und Co. neben der Elektromobilität 

wichtige Optionen für den Klimaschutz im 

Verkehr sind. Als Ende September letzten Jahres dann 

der lang ersehnte Referentenentwurf aus dem Bundesumweltministerium 

(BMU) kam, waren wir geschockt: 

Statt einer Weiterentwicklung der THG-Quote schlug 

das BMU absolute Stagnation vor. 

Bis etwa 2025, so der ursprüngliche Vorschlag, sollte 

die THG-Quote mehr oder weniger auf dem Niveau von 

heute verharren, eine weitere Anpassung für die Jahre 

danach wurde erst gar nicht vorgenommen. Die unbestreitbar 

vorhandenen Potenziale der Elektromobilität, 

fortschrittlicher Biokraftstoffe sowie der bereits voll im 

Markt integrierten Biokraftstoffe aus Anbaubiomasse 

wurden komplett negiert. Neue „Erfüllungsoptionen“ 

zur Verbesserung der THG-Bilanz des Kraftstoffmixes, 

wie etwa Wasserstoff, wurden ignoriert, erst recht, wenn 

dieser aus biogenen Quellen stammt. Klimaschutz im 

Verkehr? – Fehlanzeige, zumindest wenn es nach dem 

BMU ging. 

Umso erleichterter sind wir nun, ein knappes Dreivierteljahr 

später, über das letztlich dann doch sehr zuversichtlich 

stimmende Ergebnis des Gesetzgebungsverfahrens. 

Brachte schon die Ressortabstimmung 

eindeutige Lichtblicke und Verbesserungen mit sich, 

so war es insbesondere das parlamentarische Verfahren, 

in dem eine offene und breite Diskussion stattfand, 

in der wir auch als Hauptstadtbüro Bioenergie Akzente 

setzen konnten, unter anderem durch die Benennung 

als Sachverständige für die Öffentliche Anhörung. Die 

Berichterstatter der Union und SPD zeigten sich ebenso 

einig und beherzt in der Sache und auch erfreulich 

kampfeslustig gegenüber dem bis zuletzt leider sehr 

rückwärtsgewandten BMU. 

Nun zu den Inhalten: Die THG-Quote im Verkehrssektor 

soll von 6 Prozent im Jahr 2021 auf insgesamt 25 

Prozent in 2030 ansteigen. Das ist ein beachtliches 

Ambitionsniveau, das allen Erfüllungsoptionen genügend 

Raum lässt: Bewährte Optionen wie Biokraftstoffe 

aus Anbaubiomasse sind gedeckelt und werden deshalb 

voraussichtlich nur stabil bleiben, während neue 

Optionen wie fortschrittliche Biokraftstoffe und grüner 

Wasserstoff neue Impulse erfahren und die Chance erhalten, 

in den kommenden Jahren aufzuwachsen. 

Wer Biomethan einsetzt, erreicht schneller 

vorgeschriebene THG-Minderung 

Die heutige „Nische“ Biomethan, die in der derzeitigen 

Quote noch eine untergeordnete Rolle spielt, 

dürfte dabei künftig stark an Bedeutung gewinnen. 

Dies zum einen durch die sogenannte „Unterquote“ 

für fortschrittliche Biokraftstoffe, die besagt, dass ein 

bestimmter Prozentsatz der Quote mindestens und 

ausschließlich durch die in diesem Segment von der 

EU vorgegebenen Optionen zu decken sind, unter anderem 

Biomethan aus Gülle. Dies aber zum anderen 

auch durch die besonders hohen THG-Einsparungen 

gerade beim Einsatz von Gülle in Biogasanlagen, die 

Biomethan zu einer besonders attraktiven Erfüllungsoption 

für die quotenverpflichteten Mineralölkonzerne 

machen. Wer Biomethan einsetzt, erreicht schneller 

die vorgeschriebene THG-Minderung als mit einigen 

anderen Möglichkeiten, die teilweise eine geringere 

THG-Einsparung aufweisen. 

Auch wir können heute nur den Blick in die Glaskugel 

wagen und Prognosen aufstellen, wie groß dieser Markt 

letztlich für Biomethan ausfallen wird. Diese Szenarien 

hängen von vielen Faktoren ab, insbesondere von 

der insgesamt Markt bestimmenden Entwicklung der 

Elektromobilität und dem Energieverbrauch im Verkehr. 

Wir schätzen jedoch, dass der Bedarf an fortschrittlichen 

Biokraftstoffen, der aus der Neuregelung 

erwachsen könnte, etwa 30 Terawattstunden (TWh) 

umfassen dürfte. 

Wenn auch nur die Hälfte davon aus Biomethan zum 

Beispiel in Form von Bio-CNG oder Bio-LNG gedeckt 

32


POLITIK 

FOTO: JÖRG BÖTHLING 

wird, dann entspricht dies mehr als einer Verdoppelung 

des gesamten heutigen Biomethanmarkts in Deutschland 

mit gut 200 größeren Produktionsanlagen. Hier 

entstehen folglich ein realer neuer Markt und eine echte 

Alternative zur Strom- und Wärmeerzeugung für viele 

neue und bestehende Biogasanlagen. Hier entsteht 

eine neue Zukunftsperspektive! 

2025 erreicht Gesamtquote 10,5 % 

Zudem ist es uns auch gelungen, deutlich zu machen, 

dass der Klimaschutz im Verkehr nicht auf die lange 

Bank geschoben werden darf und dass dies auch überhaupt 

nicht erforderlich ist. Auch kurz- bis mittelfristig 

stehen, entgegen der Auffassung des BMU, genügend 

Optionen zur Verfügung, die einen Anstieg der Quote 

auch zwischen 2022 und 2025 nicht nur rechtfertigen, 

sondern im Sinne einer ambitionierten Klimapolitik 

auch erfordern. Schon 2022 soll die Quote nun um 

1 Prozentpunkt ansteigen auf 7 Prozent (%), 2023 auf 

8 %, 2024 auf 9,25 % und schließlich soll sie 2025 bei 

10,5 % liegen. Dies bedeutet: Wer mit dem Gedanken 

spielt, in den Kraftstoffmarkt einzusteigen, hat jetzt 

eine klare Perspektive! 

Auch wichtig: Die Förderung weniger nachhaltiger Optionen, 

die umweltschädliche Nebeneffekte mit sich 

bringen, allen voran Palmöl, wird zurückgefahren. 

Palmöl soll in wenigen Jahren gar nicht mehr anrechenbar 

sein; die Förderung von Abwässern aus der 

Palmölindustrie, die aus unserer Sicht nicht gerechtfertigt 

ebenfalls als fortschrittlicher Kraftstoff gelten, 

wird eingeschränkt. 

Ein weiteres zentrales Thema der Verhandlungen war 

der biogene Wasserstoff, wie er beispielsweise aus der 

Dampfreformation von Biogas gewonnen wird. Gemäß 

BMU-Entwurf sollte Wasserstoff nur auf die Quote 

anrechenbar sein, wenn er aus Elektrolyse gewonnen 

wird, nicht aber, wenn er aus Biomasse gewonnen 

wird. Die – aus unserer Sicht absurde – Begründung 

war, der biogene Wasserstoff würde in Konkurrenz zum 

Hochlauf der Elektrolyse stehen, denn – hört, hört – der 

biogene Wasserstoff sei kurzfristig verfügbar und sogar 

kostengünstiger. Das BMU selbst hatte also die besten 

Gründe geliefert, warum biogener Wasserstoff absolut 

Sinn macht. 

Wasserstoff aus Abfallbiomasse ab 

Juli 2023 auf Quote anrechenbar 

Nach zähen Diskussionen ist es uns gelungen, dass zumindest 

der pauschale Ausschluss des biogenen Wasserstoffs 

zurückgenommen wurde. Nach Festlegung 

bestimmter Kriterien soll Wasserstoff aus abfallstämmiger 

Biomasse ab 1. Juli 2023 dann auf die Quote 

anrechenbar sein, wenn dieser Wasserstoff als Kraftstoff 

im Straßenverkehr eingesetzt wird. Auch wenn 

dies heute noch wie Zukunftsmusik klingt – wir sind 

überzeugt, dass sich auch hier ein neues Marktfenster 

für die Bioenergie öffnet. 

Von Konkurrenz kann keine Rede sein: Elektrolyse und 

Biogas-Dampfreformation ergänzen und verstärken sich 

gegenseitig und sorgen dafür, dass der Einstieg in die 

Wasserstoffwirtschaft kurzfristig gelingt. Ein typisches 

Anwendungsbeispiel wäre die Brennstoffzellen-Busflotte 

einer kleineren Stadt, die nicht über größere Windund 

PV-Kapazitäten verfügt, dafür aber über Biomasse, 

und die so versorgt werden könnte. Denn bereits eine 

400-kW-Biogasanlage kann den Wasserstoffbedarf von 

12 bis 16 Bussen mit Brennstoffzellenantrieb versorgen. 

Darüber hinaus enthält das Gesetz 

den Auftrag an das BMU, zu prüfen, 

inwieweit auch der Einsatz von 

biogenem Wasserstoff als 

Grundstoff in Raffinerien 

eine sinnvolle Ergänzung 

des Straußes an Erfüllungsoptionen 

sein 

könnte. 

Die zentrale Botschaft 

des BIm- 

SchG lautet: ALLE 

Erfüllungsoptionen 

werden benötigt, 

um die Mammutaufgabe 

Klimaschutz 

im Verkehrssektor zu 

bewältigen. Biomethan 

und Biogas werden zunehmend 

wichtiger werden, 

was sich erstmals in konkreten 

Aufwuchspfaden wiederfindet. 

Mit dem biogenen Wasserstoff haben 

wir ein innovatives neues Anwendungsfeld 

für unsere Technologie, das gerade in Zeiten, in denen 

alle Welt ausschließlich über Wasserstoff zu sprechen 

scheint, auch uns Teil dieses Gesprächs werden lässt. 

Die nächste Novelle des BImSchG fällt übrigens in die 

nächste Legislaturperiode. Man darf gespannt sein, wie 

das Instrument der THG-Quote weiterentwickelt wird – 

denn eines darf man nicht vergessen: 25 Prozent THG- 

Minderung im Verkehr sind sicher gut; aber sie reichen 

natürlich nicht für die beschlossene Klimaneutralität 

bis 2045! 

Autoren 

Sandra Rostek 

Leiterin des Berliner Büros 

im Fachverband Biogas e.V. 

Dr. Guido Ehrhardt 

Leiter des Referats Politik 

im Fachverband Biogas e.V. 

030/2 75 81 79-0 

berlin@biogas.org 


33

POLITIK 


INTERVIEW ZUR BUNDESTAGSWAHL 

CDU/CSU 

„Die CSU war es, die Pläne verhindert hat, 

die Biomasse insgesamt abzuwracken“ 

Im Gespräch mit Dr. Andreas Lenz, Mitglied des Ausschusses für Wirtschaft und 

Energie der CDU/CSU-Bundestagsfraktion sowie Berichterstatter des Ausschusses 

für seine Bundestagsfraktion. 

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

Dr. Andreas Lenz 

Biogas Journal: Herr Dr. Lenz, zum Redaktionsschluss 

dieser Ausgabe des Biogas Journals lag noch kein Wahlprogramm 

der Unionsfraktion vor. Wir hätten dennoch 

gern folgende Fragen beantwortet: In der vergangenen 

Legislaturperiode hat vor allem die 

CDU die Energiewende in allen Sektoren 

ausgebremst. Während einerseits ambitionierte 

Klimaziele gesteckt wurden, 

mangelt es andererseits an rechtlichen 

Rahmenbedingungen, die die 

Ziele erreichbar werden lassen. Wie 

wollen Sie bei den Themen Klimaschutz 

und Energiewende sowohl 

Vertrauen als auch Wähler*innen 

zurückgewinnen? 

Dr. Andreas Lenz: Fakt ist doch, dass 

wir die letzten vier Jahre Rekordzahlen 

beim Zubau der Erneuerbaren gesehen 

haben. Wir stehen jetzt bei 50 Prozent Anteil 

Erneuerbare am Bruttostromverbrauch. 

Das ist auch jetzt schon eine systemische Herausforderung. 

Stichwort Netzausbau. Klar ist aber 

auch: Wir brauchen angesichts der Klimaziele noch 

wesentlich höhere Ausbauziele. Wir als CSU haben 

uns als einzige Kraft für Biogas in diesem Kontext 

eingesetzt und sehen die entsprechenden Stärken 

dieses Energieträgers. Um es mal ganz offen zu sagen: 

Die CSU war es, die Pläne verhindert hat, die Biomasse 

insgesamt „abzuwracken“. 

Biogas Journal: Welche Rolle spielt die Bioenergieerzeugung 

für CDU/CSU im künftigen Erneuerbare-Energien-Mix? 

Dr. Lenz: Wir wollen den Bestand am Markt halten. Wir 

sehen zudem Potenzial für die Bioenergie, gerade was 

den Mobilitätssektor, aber auch den Wärmebereich anbelangt. 

Zudem gibt es aus unserer Sicht auch für größere 

Anlagen Potenzial, gerade was die Umrüstung auf 

Biomasse betrifft, etwa auch bei alten Kohlestandorten. 

Biogas Journal: Das neue EEG 2021 sichert weder 

den Anlagenbestand noch löst es Investitionen in 

Neuanlagen aus. Die Märzausschreibung hat gezeigt, 

dass die ausgeschriebene Leistung bei weitem nicht 

ausgeschöpft worden ist. Werden CDU/CSU bei einer 

Regierungsbeteiligung das aktuelle EEG frühzeitig 

überarbeiten und die Mängel beseitigen? Sprich endogene 

Mengensteuerung abschaffen sowie die Nord- 

Süd-Ausschreibung – weil verzerrender Wettbewerb – 

rückgängig machen? 

Dr. Lenz: Es gab im EEG 2021 schon auch Verbesserungen 

für die Bioenergie. Die erhöhten Ausschreibungsmengen 

sind ein Beitrag dazu, dass die im Klimaschutzplan 

2030 angelegten Ziele erreicht werden 

können. Natürlich muss man gewährleisten, dass die 

Ausschreibungen auch dazu führen, dass die entsprechenden 

Mengen am Markt bleiben – darum geht es. 

Und klar ist auch, dass es, wie bisher schon, immer 

wieder Nachjustierungen beim EEG braucht. Der um 

0,5 Cent pro Kilowattstunde erhöhte Zuschlagswert für 

kleine Anlagen mit einer installierten Leistung bis 500 

Kilowatt in der Ausschreibung (Neu- und Bestandsanlagen) 

soll die wettbewerblichen Nachteile und höheren 

Kosten kleinerer Anlagen gegenüber größeren Anlagen 

ausgleichen. 

Den Flexzuschlag und die Flexprämie haben wir unter 

hohem Einsatz ja bereits gesetzlich wieder verankert. 

Die Nord-Süd-Ausschreibung wurde vom Ministerium 

mit dem Ziel einer besseren Abstimmung zwischen 

Erneuerbaren-Ausbau und Netzausbau eingeführt. 

Biogas Journal: Laut aktuellem, überarbeitetem Klimaschutzpaket 

der Bundesregierung wurden auf Druck 

des Bundesverfassungsgerichts ehrgeizigere Klimaschutzziele 

in einzelnen Sektoren beschlossen. Für die 

Landwirtschaft bedeutet dies: zusätzlich 4 Millionen 

Tonnen CO 2 

-Äquivalent an Treibhausgasen bis 2030 

einzusparen – nun also insgesamt 16 statt 12 Millionen 

Tonnen. Wie soll die Landwirtschaft das ohne vernünftige 

Perspektiven für die Biogasproduktion schaffen? 

Dr. Lenz: Die Herausforderungen durch die Klimaschutzziele 

sind für die Landwirtschaft auch mit Einbeziehung 

von Biogas schon sehr hoch. Aus meiner 

Sicht müssen CO 2 

-Senken auch der Landwirtschaft 

FOTO: CDU/ANDRÉ WAHBA 

34


POLITIK 

entsprechend gutgeschrieben werden. Zudem 

brauchen wir aus meiner Sicht stärkere 

Anreize, was die Güllevergärung betrifft. 

Biogas Journal: Wenn Biogasanlagen nicht 

weiterbetrieben werden, dann droht in vielen 

Dörfern die Wärmeversorgung durch 

Abschalten der Biogas-Blockheizkraftwerke 

zu enden. Die Wärmewende scheint 

zu scheitern und der Rückschritt in die 

klimabelastende Erdgaswärmeversorgung 

scheint somit unaufhaltsam. Preiswerte 

Wärmeversorgung wird so zur Geschichte – 

insbesondere, da die fossilen Energieträger 

durch das BEHG in den nächsten 

Jahren aufgrund der CO 2 

-Abgabe teurer 

werden. Was wollen CDU/CSU gegen diese 

sich abzeichnende Entwicklung unternehmen? 

Dr. Lenz: Klar – die Wärmenetze betrieben 

durch Biogas sollen erhalten bleiben! 

Dafür muss gesorgt werden. Das ist durch 

eine Ausschreibung, so unliebsam diese 

auch mir persönlich ist, auch möglich. Es 

muss aber auch von den Verbrauchern und 

Beziehern der Wärme ein fairer Preis dafür 

bezahlt werden. Wärme kann nicht nur als 

„Abfallprodukt“ der Stromerzeugung gesehen 

werden. 

Biogas Journal: Thema Mobilität: Gerade 

die Union macht sich für Elektromobilität 

stark. Und auch Wasserstoff erfreut sich 

in Ihrer Partei großer Beliebtheit. Aber ist 

die technologische Einengung im Bereich 

des Individualverkehrs nicht falsch? Selbst 

wenn in 2030 rund 10 Millionen Elektro- 

Pkw und ein paar Wasserstoffautos auf den 

Straßen unterwegs sind, dann fahren da 

immer noch etwa 35 Millionen Verbrenner 

herum. Müssten nicht CO 2 

-arme Kraftstoffe 

wie Biomethan – produziert auf Basis von 

landwirtschaftlichen Reststoffen und ökologisch 

wertvoller Anbaubiomasse (Blüh-/ 

Wildpflanzen und Co.) – gleichermaßen 

gefördert und Gasfahrzeuge in den Markt 

gebracht werden? Oder wie sollen in 2030 

rund zwei Drittel des deutschen Fahrzeugbestands 

klimaneutral gestellt werden? Haben 

die Christdemokraten gar nicht im Blick, 

dass Rohstoffe (seltene Erden) für die Elektromobilität 

nicht nachhaltig, sondern unter 

prekären Umwelt- und Arbeitsbedingungen 

aus der Erde geholt werden und auch die 

Verlagerung der Wasserstoffproduktion nach 

Afrika nicht per se nachhaltig ist? 

Dr. Lenz: Biomethan soll eine wichtige Rolle 

in der Mobilität der Zukunft spielen. Gerade 

weil Biomethan gegenüber beispielsweise 

Power-to-X Technologien durchaus 

auch preislich wettbewerbsfähig ist. Die 

EU-Vorgaben machen das nicht gerade einfach, 

trotzdem sollten hier weitere Anstrengungen 

unternommen werden. Es sollte 

insgesamt ein technologieoffener Ansatz 

verfolgt werden. Als ideologische Treiber 

der Elektromobilität fallen mir auch eher 

andere auf. 

Biogas Journal: Herr Dr. Lenz, vielen Dank 

für das Gespräch! 

Interviewer 




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POLITIK 



SPD 

„Ich stehe der Mengensteuerung 

kritisch gegenüber“ 

Im Gespräch mit Johann Saathoff, energiepolitischer Koordinator der SPD-Bundestagsfraktion, 

über die Bedeutung der Biogasnutzung, Energiewende und Klimaschutz in der 

Landwirtschaft. 


Johann Saathoff 

Biogas Journal: Herr Saathoff, im „Zukunftsprogramm“ 

(Programm zur diesjährigen Bundestagswahl) Ihrer 

Partei ist unter Punkt 2.1 Zukunftsmission Deutschland 

dargestellt, wie sich die SPD ein klimaneutrales 

Deutschland vorstellt beziehungsweise 

wie sie das erreichen will. Leider ist dort 

nicht aufgeführt, wie sich die SPD zur 

Bioenergie-/Biogasproduktion positioniert. 

Spielt die Bioenergieerzeugung 

für die SPD im künftigen Erneuerbare-Energien-Mix 

keine Rolle mehr? 

Wenn doch, welche? 

Johann Saathoff: Die Bioenergie 

spielt für die SPD im erneuerbaren 

Energiemix selbstverständlich eine 

Rolle. Wir haben in den vergangenen 

Jahren immer deutlich gemacht, dass 

eine flexible Stromerzeugung aus Biogas 

ein wichtiger Faktor auf dem Weg hin 

zu einer Welt aus 100 Prozent Erneuerbaren 

ist, denn sie kann ihre Stromerzeugung in die Zeiten 

schieben, in denen zu wenig Wind weht oder die 

Sonne nicht scheint. Das war für uns Richtschnur bei 

allen EEG-Novellen der letzten Jahre. 


den Anlagenbestand noch löst es Investitionen in 

Neuanlagen aus. Die Märzausschreibung hat gezeigt, 

dass die ausgeschriebene Leistung bei weitem nicht 

ausgeschöpft worden ist. Wird die SPD bei einer Regierungsbeteiligung 

das aktuelle EEG frühzeitig überarbeiten 

und die Mängel beseitigen? Sprich endogene 

Mengensteuerung abschaffen sowie die Nord-Süd- 

Ausschreibung – weil verzerrender Wettbewerb – rückgängig 

machen? 

Saathoff: Wir haben den Flexzuschlag ja in diesem Jahr 

nochmal verändert, nachdem beim EEG 2021 das Ergebnis 

an dieser Stelle nicht zufriedenstellend war. Das 

Thema Mengensteuerung hat uns nicht nur beim Biogas 

ereilt. Auch beim Wind und bei PV gibt es so etwas 

schon. Ich stehe dem insgesamt sehr kritisch gegenüber, 

denn mit dem Green Deal und dem erhöhten Klimaschutzziel 

der EU brauchen wir natürlich viel mehr 

erneuerbaren Strom. Meine Kollegen und ich stehen 

dazu im Austausch mit Kommissionspräsident Frans 

Timmermans. Wir werden das Instrument Mengensteuerung 

wie auch die anderen Instrumente im Bereich 

Biogas genau beleuchten und bei Bedarf anpassen. 


der Bundesregierung – SPD ist beteiligt – 

wurden auf Druck des Bundesverfassungsgerichts 

ambitionierte Klimaschutzziele in einzelnen Sektoren 

beschlossen. Für die Landwirtschaft bedeutet dies: zusätzlich 

4 Millionen Tonnen CO 2 

-Äquivalent an Treibhausgasen 

bis 2030 einzusparen –nun also insgesamt 

16 statt 12 Millionen Tonnen. Wie soll die Landwirtschaft 

das ohne vernünftige Perspektiven für die Biogasproduktion 

schaffen? 

Saathoff: Es gibt in der Landwirtschaft eine Reihe von 

Maßnahmen und Instrumenten, die zur Einsparung 

von Treibhausgasen beitragen können. Die Biogasproduktion 

ist eines davon, vor allem wenn möglichst viel 

Gülle zum Einsatz kommt. Gerade beim Thema Güllevergärung 

setzen wir uns für eine Ausweitung ein. Es 

ist allerdings auch eine Finanzierungsfrage. Wenn die 

Allgemeinheit die zusätzlichen Einsparungen in der 

Landwirtschaft neben anderen Leistungen wie den Direktzahlungen 

finanziert, kann ich diese Einsparungen 

nur bedingt der Landwirtschaft zurechnen. Das Bundeslandwirtschaftsministerium 

sollte Geld aus seinem 

Anteil am EKF in die Hand nehmen, die EEG-Umlage 

will ich aber nicht weiter strapazieren. Zumal die ohnehin 

gedeckelt ist und Mehrkosten direkt aus Steuern 

gegenfinanziert werden müssen. 

Biogas Journal: Wenn Biogasanlagen nicht weiterbetrieben 

werden, dann droht in vielen Dörfern die Wärmeversorgung 

durch Abschalten der Biogas-Blockheizkraftwerke 

zu enden. Die Wärmewende scheint zu 

scheitern und der Rückschritt in die klimabelastende 

Erdgaswärmeversorgung scheint somit unaufhaltsam. 

Preiswerte Wärmeversorgung wird so zur Geschichte – 

insbesondere, da die fossilen Energieträger durch das 

FOTO: SPD 

36


POLITIK 

BEHG in den nächsten Jahren aufgrund 

der CO 2 

-Abgabe teurer werden. Was will die 

SPD gegen diese sich abzeichnende Entwicklung 

unternehmen? 

Saathoff: Eine aus dem EEG subventionierte 

Wärmeversorgung ist ja eigentlich 

nur für die Nutzer preiswert. Es gab eine 

Förderung aus dem EEG über 20 Jahre und 

für einige Anlagen über weitere 10 Jahre. 

Schon mit der zehnjährigen Anschlussvergütung 

haben wir mit einem Grundsatz 

des EEG gebrochen, nämlich dass man nur 

für 20 Jahre Förderung bekommt. Da die 

fossilen Energieträger in den kommenden 

Jahren schrittweise teurer werden, wird 

die Wirtschaftlichkeitslücke aber immer 

kleiner werden. Wir haben uns beim EEG 

2021 sehr für die Wiedereinführung eines 

Biomethan-Segments eingesetzt. Die Einspeisung 

des Biomethans ins Gasnetz ist 

in meinen Augen eigentlich viel besser als 

der Zwischenschritt über die Verstromung. 

Biogas Journal: Thema Mobilität: Auch die 

SPD macht sich für die Elektromobilität 

stark. Und Wasserstoff erfreut sich ebenfalls 

in Ihrer Partei großer Beliebtheit. Aber 

ist die technologische Einengung im Bereich 

des Individualverkehrs nicht falsch? 

Selbst wenn in 2030 rund 10 Millionen 

Elektro-Pkw und ein paar Wasserstoffautos 

auf den Straßen unterwegs sind, dann fahren 

da immer noch etwa 35 Millionen Verbrenner 

herum. Müssten nicht CO 2 

-arme 

Kraftstoffe wie Biomethan – produziert auf 

Basis von landwirtschaftlichen Reststoffen 

und ökologisch wertvoller Anbaubiomasse 

(Blüh-/Wildpflanzen und Co.) – gleichermaßen 

gefördert und Gasfahrzeuge in den 

Markt gebracht werden? Oder wie sollen 

in 2030 rund zwei Drittel des deutschen 

Fahrzeugbestands klimaneutral gestellt 

werden? Haben die Sozialdemokraten gar 

nicht im Blick, dass Rohstoffe (seltene Erden) 

für die Elektromobilität nicht nachhaltig, 

sondern unter prekären Umwelt- und 

Arbeitsbedingungen aus der Erde geholt 

werden und auch die Verlagerung der Wasserstoffproduktion 

nach Afrika nicht per se 

nachhaltig ist? 

Saathoff: Im Verkehrsbereich haben wir 

in den vergangenen Jahren unsere Klimaschutzziele 

stets verfehlt. Das wollen wir 

ändern. Deshalb haben wir einen langsam 

ansteigenden CO 2 

-Preis eingeführt. Allerdings 

haben die unterschiedlichen Parteien 

auch unterschiedliche Vorstellungen 

davon, wie sich der CO 2 

-Preis vor allem 

nach dem Urteil des Bundesverfassungsgerichts 

entwickeln soll. Mit der SPD werden 

Benzin und Heizöl zunächst nicht weiter 

als bislang schon beschlossen verteuert. 

CNG-betriebene Fahrzeuge sind heute eine 

günstige Alternative vor allem im Vergleich 

zu Elektroautos. Bio-CNG wird dabei auch 

in Zukunft seinen Platz haben, auch wenn 

aufgrund der begrenzten Verfügbarkeit das 

Volumen sicher nicht stark wachsen wird. 

Biogas Journal: Herr Saathoff, vielen Dank 

für das Gespräch! 

Interviewer 




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37

POLITIK 



BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN 

„Wir wollen die Energieerzeugung aus 

Biomasseanlagen erhalten“ 

Im Gespräch mit Dr. Julia Verlinden, Sprecherin für Energiepolitik der Bundestagsfraktion 

Bündnis 90/Die Grünen, über die Relevanz von Biogasanlagen, Klimaschutz in der Landwirtschaft 

sowie die Wärme- und Mobilitätswende. 


Dr. Julia Verlinden 

Biogas Journal: Frau Dr. Verlinden, im Programmentwurf 

zur diesjährigen Bundestagswahl „Deutschland. 

Alles ist drin.“ Ihrer Partei wird in Kapitel 1 dargestellt, 

wie sich die Grünen ein klimaneutrales Deutschland 

vorstellen beziehungsweise wie sie das 

erreichen wollen. Leider finden sich in dem 

Programmentwurf keine Positionen zur 

Bioenergie-/Biogasproduktion. Spielt 

die Bioenergieerzeugung für die Grünen 

im künftigen Erneuerbare-Energien-Mix 

keine Rolle mehr? Wenn 

doch, welche? 

Dr. Julia Verlinden: Bioenergie ist 

wertvoll und wird auch im künftigen 

Energiemix eine Rolle spielen. Wir 

wollen dafür sorgen, dass Bioenergieanlagen 

weiterhin zur Verfügung 

stehen und vor allem dann und dort zum 

Einsatz kommen, wo keine ausreichende 

Versorgung mit erneuerbarem Strom aus 

Wind- und Solarkraftwerken möglich ist. Bei der 

Erzeugung von Bioenergie soll die Verwertung von 

Rest- und Abfallstoffen oberste Priorität haben. 


den Anlagenbestand im Biogassektor noch 

löst es Investitionen in Neuanlagen aus. Die Märzausschreibung 

dieses Jahr hat gezeigt, dass die ausgeschriebene 

Leistung bei weitem nicht ausgeschöpft 

worden ist. Werden die Grünen bei einer Regierungsbeteiligung 

das aktuelle EEG frühzeitig überarbeiten und 

die Mängel beseitigen? Sprich endogene Mengensteuerung 

abschaffen sowie die Nord-Süd-Ausschreibung 

– weil verzerrender Wettbewerb – rückgängig machen? 

Dr. Verlinden: Biogasanlagen leisten einen wichtigen 

Beitrag zur Systemstabilität. In diesem Sinne wollen 

wir die Energieerzeugung aus Biomasseanlagen erhalten 

und zum Beispiel die Flexibilisierung der Anlagen 

weiter unterstützen. Welche Rahmenbedingungen darüber 

hinaus konkret angepasst werden müssen, zum 

Beispiel angepasste Gebotshöchstwerte von Neu- und 

Altanlagen, muss im Rahmen der unbedingt notwendigen 

Überarbeitung des EEG evaluiert und konkretisiert 

werden. Im Moment verhindern die Vorgaben der 

schwarz-roten Bundesregierung einen schnellen und 

flächendeckenden Ausbau der Erneuerbaren Energien. 


der Bundesregierung wurden auf Druck 

des Bundesverfassungsgerichts ambitionierte Klimaschutzziele 

in einzelnen Sektoren beschlossen. Für die 

Landwirtschaft bedeutet dies: zusätzlich 4 Millionen 

Tonnen CO 2 

-Äquivalent an Treibhausgasen bis 2030 

einzusparen –nun also insgesamt 16 statt 12 Millionen 

Tonnen. Wie soll die Landwirtschaft das ohne vernünftige 

Perspektiven für die Biogasproduktion schaffen? 

Dr. Verlinden: Für die Landwirtschaft gilt wie für alle 

Bereiche: Es ist ein Maßnahmenmix, der uns erfolgreich 

auf den Weg von Klimaschutz und Nachhaltigkeit 

bringt. Neben der Bioenergieerzeugung sind hier aus 

grüner Sicht vor allem folgende Stichworte zu nennen: 

Tierzahlen in der Landwirtschaft reduzieren, auf heimische 

Futtermittel setzen, landwirtschaftliche Böden 

als Kohlenstoffsenke konsequent nutzen und schützen, 

Grünlandumbruch stoppen, Ökolandbau stärker 

fördern. 

Biogas Journal: Wenn Biogasanlagen nicht weiterbetrieben 

werden, dann droht in vielen Dörfern die Wärmeversorgung 

durch Abschalten der Biogas-Blockheizkraftwerke 

zu enden. Die Wärmewende scheint zu 

scheitern und der Rückschritt in die klimabelastende 

Erdgaswärmeversorgung scheint somit unaufhaltsam. 

Preiswerte Wärmeversorgung wird so zur Geschichte – 

insbesondere, da die fossilen Energieträger durch das 

BEHG in den nächsten Jahren aufgrund der CO 2 

-Abgabe 

teurer werden. Was wollen die Grünen gegen diese 

sich abzeichnende Entwicklung unternehmen? 

Dr. Verlinden: Dezentrale Biogas-Kraft-Wärme-Kopplung 

leistet in regionalen Wärmenetzen einen wichtigen 

Beitrag zur Wärmeerzeugung. Die Umstellung auf Erdgas 

ist aus Klimasicht keine Alternative. Daher treten 

wir für eine auskömmliche Anschlussfinanzierung für 

bestehende Biogasanlagen ein. Diese sollte einen flexi- 

FOTO: RAINER KURZEDER 

38


POLITIK 

blen, systemdienlichen Betrieb der Anlagen unterstützen 

und die sinnvolle und wichtige Wärmeauskopplung 

erhalten. Durch eine Förderung von Wärmespeichern 

wollen wir das zusätzlich unterstützen. Die wirtschaftliche 

Konkurrenzfähigkeit von Biogasanlagen wird sich 

mit steigendem CO 2 

-Preis auf fossile Brennstoffe gegenüber 

fossilen Anlagen ohnehin verbessern. Dies ist 

ein wichtiger Lenkungseffekt der CO 2 

-Bepreisung. 

Biogas Journal: Ihre Partei widmet sich im Wahlprogramm 

auch dem Thema Mobilität. In dem Zusammenhang 

ist von Elektromobilität und Wasserstoff die Rede. 

Aber: Selbst wenn in 2030 rund 10 Millionen Elektro- 

Pkw und ein paar Wasserstoffautos auf den Straßen 

unterwegs sind, dann fahren da immer noch etwa 35 

Millionen Verbrenner herum. Müssten nicht CO 2 

-arme 

Kraftstoffe wie Biomethan – produziert auf Basis von 

landwirtschaftlichen Reststoffen und ökologisch wertvoller 

Anbaubiomasse (Blüh-/Wildpflanzen und Co.) – 

gleichermaßen gefördert und Gasfahrzeuge in den Markt 

gebracht werden? Oder wie sollen in 2030 rund zwei 

Drittel des deutschen Fahrzeugbestands klimaneutral 

gestellt werden? Haben die Grünen gar nicht im Blick, 

dass Rohstoffe (seltene Erden) für die Elektromobilität 

nicht nachhaltig, sondern unter prekären Umwelt- und 

Arbeitsbedingungen aus der Erde geholt werden? 

Dr. Verlinden: Bioenergie ist zu wertvoll, um sie in ineffizienten 

Pkw-Motoren zu verbrennen. Sie sollte spezifischen 

Anwendungen in Industrie, Wärmeerzeugung 

und im Stromsystem vorbehalten bleiben. Im Pkw- 

Sektor gibt es mit der Elektromobilität eine sinnvolle 

und energieeffiziente Alternative zum Verbrenner. Wir 

setzen aber nicht nur auf Klimaschutz, sondern zugleich 

auf verantwortungsvolle Rohstoffgewinnung – 

Stichwort Lieferkettengesetz – und hohe Anforderungen 

beim Recycling von allen wertvollen Rohstoffen. 

Diese Anforderungen erfüllen übrigens herkömmliche 

Verbrennungsmotoren bis heute nicht. 

Biogas Journal: Frau Dr. Verlinden, vielen Dank für 

das Gespräch! 

Interviewer 




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uch wenn mal kein Wind weht und keine Sonne scheint. 

iert unsere Stromnetze und ist für die technische Umsetnergiewende 

von entscheidender Bedeutung. 

Energiedörfer mit Biogas 

Biogas eignet sich hervorragend für die 

lokale Energieversorgung – und für neue 

Energiekonzepte in Kommunen und 

Regionen. Zahlreiche Wärmenetze, die 

teilweise genossenschaftlich betrieben 

werden, unterstreichen dieses Potenzial. 

Regionale Wertschöpfung 

Biogasanlagen produzieren dort Energie, 

wo sie gebraucht wird: In den Regionen. 

Das Geld für den Bau, den Betrieb und 

die Instandhaltung der Anlagen bleibt 

vor Ort – und fließt nicht in die Taschen 

der Ölmultis. Das sichert die regionale 

Energieversorgung und ist ein aktiver 

Beitrag zur Friedenspolitik. 

... und artenreich 

Faltblätter 

Viele Landwirte verzichten freiwi lig auf einen Teil ihres Gasertrages und setzen 

Pflanzen ein, die einen ökologischen Mehrwert für Mensch und Natur haben. 

„Die Biogasnutzung bietet die Möglichkeit, 

unterschiedlichste Pflanzen sinnvo l anzubauen 

und damit einerseits den Boden und das 

Grundwasser zu schützen und andererseits die 

Artenvielfalt auf den Feldern zu erhöhen. 

Das sieht nicht nur schön aus – es ist auch 

ein wichtiger Beitrag für den dringend 

notwendigen Schutz unserer Insekten.“ 

Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über 

4.700 Mitgliedern die größte deutsche 

und europä ische Interessenvertretung der 

Biogas-Branche. 

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Strom-, Wärme- und Kraftstoff versorgung zu 

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Biogas einen wichtigen Beitrag für die Artenvielfalt 

leisten. 

Eine Übersicht über die zur Verfügung stehenden 

Alternativen Energiepflanzen bietet die Seite 

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BIOGAS 

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Artenvielfalt 

mit Biogas 

Handliche Fakten 

zur Biogasnutzung 

Biogas kann alles 

< - - - - - - - - - - - 116 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - >< - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 116 mm - - - - - - - - - - - > 

Das Recycling von Bioabfä len in Biogasanlagen findet über die Vergärung und Kompostierung 

statt. Durch biologische Abbauprozesse entsteht in den Fermentern aus 

den Kartoffelschalen, dem Pizzarest und dem abgelaufenen Joghurt der Energieträger 

Biogas. Übrig bleibt ein hochwertiger Dünger, das sogenannte Gärprodukt. 

Dieses liefert a le wichtigen Nähr- und Humusstoffe für das erneute Pflanzenwachstum. 

Damit schließt sich der Nährstoffkreislauf. Die Vergärung in Biogasanlagen 

steht damit ganz klar vor der Verbrennung oder Deponierung. 

tuFige 

ierAchie 

ndung 

eislauf) 

rgetische) Verwertung 

Potenzial und Perspektive 

Die erste Biomethananlage Deutschlands ging 2006 im bayerischen Pliening in 

Betrieb. Im Jahr 2018 waren es bereits über 200. So viele wie in keinem anderen 

europäischen Land. Zusammen speisen diese Anlagen rund zehn Terawattstunden 

Biomethan ins deutsche Gasnetz ein – das entspricht etwa zwölf Prozent der 

hierzulande geförderten Erdgasmenge bzw. etwa einem Prozent des nationalen 

Erdgasbedarfs. Biomethan verdrängt fossile Energieträger aus dem Markt und 

trägt damit zur Versorgungssicherheit bei. 

Die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz 

ermöglicht es, den Energieträger Biogas 

über mehrere Monate zu speichern. 

Damit ist Biogas eine hervorragende Ergänzung 

zu den fluktuierenden Erneuerbaren 

Energien Wind und Sonne und ein 

wichtiges Bindeglied der Energiewende. 

Auch für kleinere Biogasanlagen kann sich 

die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan 

rechnen. Für den Anlagenbetreiber eröffnen 

sich damit vielversprechende Perspektiven 

– und auch die Wertschöpfung in 

der Region bekommt neue Impulse. 

„Wenn unsere Nahrung 

schon in der Tonne statt 

auf dem Teller landet, dann 

sollte sie wenigstens noch 

sinnvoll genutzt werden“ 

... mit großer Bedeutung 

Über die Hälfte unseres Endenergieverbrauchs wird für die Wärmeerzeugung eingesetzt. 

Um die Energiewende zu schaffen müssen wir auch und gerade bei der 

Wärmebereitste lung konsequent auf regenerative Energien setzen. Bioenergie ist 

dabei die Nr. 1 unter den Erneuerbaren. Mit der Abwärme der Biogasanlagen können 

schon heute über eine Mi lion Haushalte mit klimafreundlicher Heizenergie versorgt 

werden. Oder auch viele andere Wärmeabnehmer, wie die Beispiele in diesem 

Booklet zeigen. 

Georg Hackl, Rode legende 


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BIOGAS 



Biogas ist der vielseitigste erneuerbare Energieträger. Das umweltfreundliche 

Gas kann sowohl zur Strom- und Wärmegewinnung wie 

auch als Kraftstoff eingesetzt werden. Damit ist Biogas eine wichtige 

Säule für die bürgernahe und bezahlbare Energiewende! 

Strom aus Biogas 

v 

Biogas versorgt schon heute Millionen Haushalte in 

Deutschland mit klimafreundlichem Strom. Bei der 

Stromgewinnung im Blockheizkraftwerk entsteht automatisch 

auch Wärme. 

Wärme aus Biogas 

Mit Biogaswärme können zum Beispiel private Haushalte, 

kommunale Einrichtungen wie Schulen, Schwimmbäder 

und Turnhallen, Gewerbebetriebe oder Gewächshäuser 

beheizt werden. 

 

Kraftstoff aus Biogas 

Zu Biomethan aufbereitetes Biogas kann als klimafreundlicher 

und effizienter Kraftstoff von jedem CNG 

(compressed natural gas)-Fahrzeug getankt werden. Mit 

dem Biomethanertrag von einem Hektar Wildpflanzen 

kann ein Pkw einmal um die Erde fahren. 

Biogas aus 

Bioabfällen 



Biogas ist bunt ... 

Biogas entsteht durch die Vergärung biogener Stoffe in einem luftdicht abgeschlossenen 

Behälter, dem sogenannten Fermenter. Vergoren werden kann fast a les, 

was biologischen Ursprungs ist: Gü le und Mist, Bioabfä le - oder Energiepflanzen. 

Letztere werden von den Landwirten extra angebaut. Ende 2018 wuchsen auf gut 

1,4 Millionen Hektar Energiepflanzen für den Einsatz 

in Biogasanlagen. Das sind rund acht Prozent 

der landwirtschaftlichen Nutzfläche. 

Fast jede Pflanze eignet sich für die Vergärung: 

bunte Wildblumen, weiß blühender Buchweizen 

oder die gelb blühende Durchwachsene Silphie. 

Sie unterscheiden sich jedoch in ihrem Gas- und 

damit Stromertrag. Aus einem Hektar Mais können 

ca. 21.000 Kilowattstunden Strom erzeugt 

werden. Bei der bunten Alternative Wildpflanzen 

liegt der Energieertrag etwa bei der Hälfte. 

Zahlreiche Institute und Hochschulen, aber auch 

viele Landwirte testen die verschiedensten Pflanzen 

auf ihre Biogastauglichkeit. In den letzten 

Jahren konnten dabei große Fortschritte erzielt 

werden und die Palette der potenziellen Energiepflanzen 

wächst kontinuierlich. 

Booklet-Artenvielfalt 2018.indd 1 11.07.19 13:48 

Endenergieverbrauch in Deutschland im Jahr 2019 nach Strom, 

Wärme und Verkehr 

in Mi liarden Kilowa tstunden 

Wärme und Kälte 

(ohne Strom): 

1.216,7 Mrd. kWh 

50,9 % 

*der Stromverbrauch für Wärme und 

©2020 Agentur für Erneuerbare Energien e.V. 

gesamt 

2.391 Mrd. kWh 

Verkehr ist im Endenergieverbrauch Strom enthalten. 

Que le: eigene Darste lung auf Basis von AGEB/AGEE-Stat 

Stand: 3/2020 

Ne tostromverbrauch*: 

517,8 Mrd. kWh 

Verkehr (ohne Strom 

und int. Luftverkehr): 

656,8 Mrd. kWh 




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BIOGAS 


BIOGAS 

Biomethan 




BIOGAS 

u 

Biogas-Wärme 



Gelebte Kreislaufwirtschaft 

Wo Lebensmittel erzeugt und verbraucht werden, entsteht immer auch Abfa l. Das 

wird sich nie ganz vermeiden lassen. Seien es die Kartoffelschalen bei der Chips- 

Herstellung, die nicht ganz aufgegessene Pizza im Restaurant oder der abgelaufene 

Joghurt im Kühlregal. 

In der 5-stufigen Abfa lhierarchie des Kreislaufwirtschaftgesetzes hat die 

Vermeidung von Abfä len höchste Priorität. Gefolgt von der Wiederverwendung 

von Lebensmitteln – beispielsweise durch die Tafeln. 

An dritter Ste le kommt das Recycling, um (Nährstoff)Kreisläufe zu 

schließen und das Abfa laufkommen zu reduzieren. Dann erst folgt 

die energetische Verwertung (z.B. in Mü lverbrennungsanlagen) 

und ganz am Ende steht die Beseitigung, sprich die Ablagerung 

oder Deponierung, die zu vermeiden ist. FÜNFs 

 

Was ist Biomethan? 

Biogas besteht zu 50 – 60 Prozent aus dem brennbaren Gas 

Methan (CH 4 ); der Rest ist überwiegend Kohlendioxid (CO 2 ). 

ABFALLh 

Bei der Auf bereitung von Biogas zu Biomethan werden die nichtbrennbaren 

Gase abgetrennt, so dass möglichst reines Methan übrig bleibt. Dies kann über 

verschiedene Verfahren geschehen (siehe Innenteil). Das so erzeugte Biomethan 

hat die gleichen chemisch-physikalischen Eigenschaften wie Erdgas 

und kann problemlos ins Gasnetz eingespeist werden. 

Mit der Einspeisung von Biomethan ins 

Gasnetz kann der Ort der Erzeugung vom 

Ort der Nutzung entkoppelt werden. Das 

eingespeiste Biomethan kann an beliebiger 

Ste le aus dem Netz entnommen und 

entweder in einem Blockheizkraftwerk 

(BHKW) zu Strom und Wärme umgewandelt 

werden, in der Gasheizung eingesetzt 

oder an einer Gastankste le von 

jedem handelsüblichen CNG-Fahrzeug 

getankt werden. 

 

Ein Nebenprodukt ... 

Comic 

Die kleine Geschichte von 

Julius & seinen Freunden 

… oder wie man ganz einfach 

Biogas gewinnen kann. 

1. Vermeidung 

2. Wiederverwe 

3. Recycling (Kr 

4. Sonstige (ene 

5. Beseitigung 

A5 quer, Bestellnr.: BVK-21 

In der Regel werden Biogasanlagen gebaut, um klimafreundlichen Strom zu produzieren. 

Dafür wird das durch Vergärung organischer Masse erzeugte Biogas über 

eine Gasleitung zum Blockheizkraftwerk (BHKW) geleitet. Das BHKW ist eine Kombination 

aus Motor und Generator. Durch die Verbrennung des Gases im Motor wird 

Strom erzeugt – und dabei entsteht automatisch auch Wärme. 

Der Strom wird in das Stromnetz eingespeist und kann als Ökostrom vom Endverbraucher 

genutzt werden. Für das „Nebenprodukt“ Wärme gibt es viele verschiedene 

Einsatzmöglichkeiten ... 

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Klimafreundlich. 

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Um die Erderhitzung zu stoppen müssen wir auf Erneuerbare Energien umsteigen. 

Sonne und Wind stehen uns unbegrenzt und kostenlos zur 

Verfügung. Aber nicht immer. Deshalb brauchen wir zusätzliche regenerative 

Quellen, die verlässlich zur Verfügung stehen. So wie Biogas. 

Das in den Fermentern bei der Vergärung von Gülle, Bioabfall und 

Energiepflanzen entstehende Gas kann gespeichert und je nach Bedarf 

kurzfristig in Strom und Wärme umgewandelt werden. So wird der 

Wind- und Solarstrom genutzt, wenn er entsteht - und Biogas springt ein, 

sobald Sonne und Wind eine Pause machen. 

Die Biogasanlage Biogas GmbH hat zwei Blockheizkraftwerke (BHKW) mit 

einer Leistung von je 250 kW. Darin wird aus Biogas Strom und Wärme 

erzeugt. 

Die Kraftwerke werden von den Stadtwerken XY ferngesteuert. Je nach 

Strombedarf können sie an- oder abgeschaltet werden. Wenn das 

Stromnetz voll ist, wird das Biogas in der Kuppel des Fermenters 

gespeichert. Und wenn Strombedarf besteht, können die BHKWs 

innerhalb weniger Sekunden ihre maximale Leistung von 500 kW abrufen. 

Biogasanlage Biogas GmbH 

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, 

z.B. biologische Abfälle, nachwachsende Rohstoffe und Gülle, 

zu Biogas und Gärprodukten um. 

Das erzeugte Biogas wird in der Gashaube aufgefangen 

und von hier über Gasleitungen zum 

Blockheizkraftwerk (BHKW) transportiert. 

Im BHKW wird aus dem Biogas 

Strom und Wärme erzeugt. 

1 Lager für die zu vergärende Biomasse 

(Silo, Annahmestelle, Güllegrube) 

2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder 

Reinigungssysteme für die zu vergärende 

Biomasse oder Reststoffe 

3 Einbring- / Pumptechnik transportiert 

die Biomasse in die Fermenter bzw. 

aus diesen heraus 

4 Rührwerke vermischen die Bakterien 

im Fermenter mit der frischen Biomasse 

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur 

liegt bei 40 °C 

6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen 

Speicherung des Biogases 

7 Gasreinigungssysteme zur Entschwefelung 

und Entwässerung 

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate 

und Biogasleitungen 

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen, 

Sicherheitsventile 

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige 

Strom- und Wärmeproduktion 

11 ggf. Aufbereitungs technik für die 

Um wandlung von Biogas zu Biomethan 

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten 

Gärprodukte (ggf. mit entsprechender 

Technik zur Weiterverarbeitung 

(Fest-/Flüssigtrennung, Trocknung, 

Pelletierung etc.) 

FV Schild - so funktioniert eine Anlage A0 quer.indd 1 16.06.16 11:00 

Planeten. 

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, z.B. biologische Abfälle, 

nachwachsende Rohstoffe und Gülle, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas 

wird in der Gashaube aufgefangen und von hier über Gasleitungen zum Blockheizkraftwerk 

(BHKW) transportiert. Im BHKW wird aus dem Biogas Strom und Wärme erzeugt. 

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme, 

Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfasst folgende Komponenten: 

1 

2 

6 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 



2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs oder 



3 Einbring / Pumptechnik transportiert 







6 Gasspeicher zur kurz und mittelfristigen 


7 Gasreinigungssysteme zur 

Entschwefelung und Entwässerung 

8 

7 

5 

8 

11 

Erdgasnetz 

10 

Strom 

Wärme 






Strom und Wärmeproduktion 

11 ggf. Aufbereitungstechnik für die 

Umwandlung von Biogas zu Biomethan 




(Fest/Flüssigtrennung, Trocknung, 


1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 

1 Lager für die zu vergärende Bioma se 

(Silo, Annahmestelle, Gü legrube) 

2 gf. Aufbereitung, Sortierungs oder 

Reinigung systeme für die zu ver 


die Bioma se in die Fermenter bzw. 


im Fermenter mit der frischen Bio 



6 Ga speicher zur kurz und mi telfristigen 


7 Gasreinigung systeme zur 

Entschwefelung und Entwä serung 

gärende Bioma se oder Reststo fe 


ma se 

6 

Wärme 

8 

7 

5 

8 







11 gf. Aufbereitungstechnik für die 

Umwandlung von Biogas zu Bio 


Gärprodukte (ggf. mit entsprechen 

methan 

der Technik zur Weiterverarbeitung 

(Fest/Flü sigtrennung, Trocknung, 


1 

Strom 

10 

Erdgasnetz 

1 

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5 4 

3 

12 

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(Silo, Annahmeste le, Gü legrube) 

2 gf. Aufbereitung, Sortierungs oder 

Reinigung systeme für die zu vergärende 

Bioma se oder Reststo fe 


die Bioma se in die Fermenter bzw. 



im Fermenter mit der frischen Bioma 

se 



6 Ga speicher zur kurz und mi telfristigen 


7 Gasreinigung systeme zur 

Entschwefelung und Entwä serung 

6 

8 

7 

5 

8 

Wärme 

Strom 










Gärprodukte ( gf. mit entsprechender 


(Fest/Flü sigtrennung, Trocknung, 

Pe letierung etc.) 

1 

10 

Erdgasnetz 

Fast jede Pflanze kann in Biogasanlagen vergoren und zu Strom 

und Wärme umgewandelt werden – auch jene, die in der Lebensund 

Futtermittelproduktion keine Verwendung finden. 

Das bei der Energieerzeugung freigesetzte CO 2 entspricht in etwa 

der Menge, die die Pflanzen während Ihres Wachstums gebunden 

haben. 

Durchwachsene Silphie 

Franken-Therme Bad Windsheim 

Biogasanlage Bad Windsheim 

Regionale Biogasanlage 

Biogas trägt dazu bei, dass unsere Felder bunter und artenreicher 

werden. Blühende Pflanzen sehen nicht nur schön aus, sie bieten 

vor allem Lebensraum für Insekten und Wildtiere und verbessern 

die Bodengesundheit. 

Die Pflanzen benötigen in der Regel keine Pflanzenschutzmittel, 

schonen die Umwelt und schützen den Boden vor Auswaschung. 

Wildpflanzenmischung 

Wärmeabnehmer Freibad 







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2 

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3 

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3 

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2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder 



3 Einbring- / Pumptechnik transportiert 







6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen 










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3 

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8 

















6 

6 














8 

7 

5 

8 

Wärme 






Strom- und Wärmeproduktion 






(Fest-/Flüssigtrennung, Trocknung, 


FV Anlagenschild A0 quer.indd 1 11.02.16 16:10 

6 

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7 

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Wärme 

8 

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8 

Wärme 

11 

Strom 

11 

11 

Erdgasnetz 

10 

Strom 

Strom 

Erdgasnetz 














10 

10 

Erdgasnetz 


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Diese Biogasanlage 

schützt unser Klima 


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Die Erderhitzung ist die größte Bedrohung für den Fortbestand unseres 

Wir müssen unser Klima schützen und den Ausstoß von CO 2 

drastisch reduzieren. Jetzt. 

Mit den Erneuerbaren Energien haben wir die Chance, dies zu scha fen. 

Biogasanlagen leisten einen wichtigen Beitrag auf unserem Weg in eine 

klimafreundliche Zukunft. 

.durch Biogas 

Die Biogasanlage Biogas GmbH erzeugt im Jahr 300.000 Kilowattstunden 

Strom. Das entspricht dem Verbrauch von 100 durchschni tlichen 

Haushalten. 

Die bei der Stromerzeugung anfa lende Wärme wird im Sta l und im 

Wohnhaus eingesetzt und außerdem zur Holztrocknung genutzt. In der 

Summe spart diese Biogasanlage 450 Tonnen CO 2 ein, die beim Einsatz 

fossiler Energieträger wie Kohle und Öl freigesetzt worden wären. 

So funktioniert eine Biogasanlage 

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Bioma se, z.B. biologische Abfä le, 

nachwachsende Rohstoffe und Gü le, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas 




Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfa st folgende Komponenten: 

Alternative Energiepflanzen 

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Dieses Feld liefert Energie 

und schützt das Klima 


Maisfeld 

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Energie für die Region… 



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„So funktioniert eine Biogasanlage“ 

Zeigen Sie Wanderern und Gästen die Funktionsweise Franken-Therme Bad Winsheim 

einer Biogasanlage 

Biogas Wärme 

Vorteile 

Die Franken-Therme ist an das Fernwärmenetz der Stadtwerke Bad 

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Windsheim angeschlossen. 30 Prozent des Wärmeangebotes der Stadtwerke 

werden von der Biogasanlage der Bio-Energie Bad Windsheim 

erzeugt. 


80 Euro 

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Seit dem Jahr 2009 erzeugt die Biogasanlage Biogas GmbH Strom für 700 

Haushalte und versorgt außerdem 26 Privathaushalte, die Schule, das 

Altenheim und das Rathaus mit umweltfreundlicher Wärme. Die Substrate 

für die Energieerzeugung bezieht die Biogasanlage vo lständig von 

Landwirten aus der Umgebung. Das nach der Vergärung entstehende 

Gärprodukt geht als hochwertiger Dünger zurück auf die Felder. 


Die Kilowa tstunde Biogaswärme kostet die Haushalte im Schni t zwei Cent weniger 

als die Wärme aus Heizöl. 

Durch das bei den Heizkosten gesparte Geld konnte Neustadt neue Sportgeräte für 

die Schule kaufen und den Gemeinschaftsraum im Altenheim renovieren. 

Der Bau der Anlagenteile, die Wartung und Erweiterung der Biogasanlage generiert 

weitere Jobs bei Handwerksbetrieben in der Umgebung. 

Vom Anbau vielfältiger Energiepflanzen profitieren die Bienen und mit ihnen die 

Imker in der Region. 


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Als Kunde der Stadtwerke profitiert die Franken-Therme direkt von der 

umwelt- und klimafreundlichen Wärmegewinnung aus Biogas. So 

werden die Thermal-Badelandschaft, das Dampferlebnisbad und die 

Sauna zu rund einem Drittel mit Biogaswärme beheizt. 

– Die Biogaswärme wird in einer Biogasanlage in Bad Windsheim erzeugt: 

Dies stärkt die Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten und fördert 

die Wirtschaftskraft in der Region. 

– Durch die umweltfreundliche Biogaswärme werden pro Jahr rund 

300.000 Liter Heizöl eingespart und damit knapp 800 Tonnen 

Kohlendioxid (CO 2 ) weniger ausgestoßen. 

– Neben der Wärme erzeugt die Biogasanlage der Bio-Energie 

Bad Windsheim jährlich Strom für mehr als 1.200 Haushalte. 

Anlagenschild (individuell) 

Informieren Sie Wanderer und Gäste über Ihre Biogasanlage 

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Diese Biogasanlage erzeugt 

Strom und Wärme 


Biogasanlage Bad Windsheim 

Die Fakten … 

Leistung der Anlage 

400 kW el 

Mit Strom versorgte Haushalte 800 

Wärmebereitstellung 

Schwimmbad und Wärmenetz 

Eingesetzte Substrate Gülle, Mist, 

Landschaftspflegematerial, 

Maissilage, Grassilage 

Besonderheit an der Anlage 

Gärpoduktaufbereitung (Herstellung eines hochwertigen Düngers) 

… sprechen für sich! 

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Die deutschen Biogasanlagen erzeugen schon heute 

Strom für Millionen Haushalte 

Biogasanlagen reduzieren den CO 2 -Ausstoß 

und produzieren nahezu klimaneutral Strom und Wärme 

Biogas-Strom stabilisiert das Stromnetz 

und sichert eine gleichmäßige Versorgung 

Biogasanlagen 

sichern vielen Landwirten die Existenz 

In Biogasanlagen vergorene Gülle stinkt nicht und ist 

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Biogasanlagen bringen 

Arbeitsplätze und Wertschöpfung 

in die ländliche Region 


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Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen 

gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher 

Systeme, Techniken und 

Funktionsweisen. Der übliche Aufbau 

umfasst folgende Komponenten: 




1 

11 

2 

6 

8 

9 

7 

3 

Erdgasnetz 

5 4 

5 

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8 

3 

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Strom 

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Umweltfreundliche Wärme – vom Land, für’s Land 

Biogas Wärme … 

In Deutschland gibt es viele tausend Biogasanlagen, die umweltfreundliches 

Biogas erzeugen. Dieser Energieträger wird mittels eines Motors 

im Blockheizkraftwerk in Strom umgewandelt. Die dabei frei werdende 

Wärme sichert die lokale Versorgung und dient als Heizenergie in: 

• öffentlichen Einrichtungen, z.B. Schwimmbädern, Schulen, Turnhallen 

• Wohngebieten und Bioenergie-Dörfern 

• Ställen und Gewächshäusern 

• Unternehmen, z.B. Gärtnereien, Gastronomie, Industrie 

… aus der Region 



Biogaswärme wird in einer nahe gelegenen Biogasanlage erzeugt. Dies stärkt die 

Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten und fördert die Wirtschaftskraft in 

der Region. 

Viele Dörfer und Kommunen setzen auf Biogas, um eine autarke Energieversorgung 

vor Ort anzubieten. 

Mit Biogaswärme können die jährlichen Kosten für Wärmeenergie deutlich gesenkt 

und langfristig stabil gehalten werden. 

Durch die umweltfreundliche Biogaswärme wird Heizöl bzw. Erdgas eingespart und 

damit weniger Kohlendioxid (CO 2 ) ausgestoßen. 



Bestellungen bitte per E-Mail an info@biogas.org 


41

POLITIK 


Biogas mit 

doppelter 

Wertschöpfung 

Mais ist für die 

Milchsäuregewinnung 

geeignet. Die pflanzlichen 

Reste könnten 

anschließend vergoren 

werden. 

Baden-Württemberg hat eine bundesweit bislang einmalige Strategie zur Förderung 

der Bioökonomie gestartet – unter anderem sollen Biogasanlagen mit der Gewinnung 

von Fasern oder sogenannten Plattformchemikalien gekoppelt werden. 

Von Bernward Janzing 

Im ersten Moment klingt das Projekt noch sehr 

allgemein: Man werde „eine Konzeption für eine 

zukunftsorientierte, wirtschaftlich und ökologisch 

tragfähige Weiterentwicklung des Biogasanlagenbestandes 

in Baden-Württemberg nach Auslaufen 

der garantierten EEG-Vergütung erarbeiten“. So nüchtern 

steht es geschrieben in der südwestdeutschen 

„Landesstrategie Nachhaltige Bioökonomie“. 

Und doch hat Baden-Württemberg Großes vor mit seinen 

Biogasanlagen – zumindest mit einem Teil davon. 

Denn das Land will Bestandsanlagen dabei unterstützen, 

dass sie „beispielsweise durch Diversifizierung der 

Einsatzstoffe und der Produktpalette“ ein „wichtiges 

Element für bioökonomisch geprägte Wertschöpfungsketten 

in der Fläche“ werden können. Biogasanlagen 

sollen also eingebunden werden in ein umfassendes 

Konzept zur stofflichen Nutzung von Pflanzen – mit 

dem Ziel, dass von der gesamten Pflanzenmasse am 

Ende nur noch jene Stoffe im Fermenter landen, die 

nicht anderweitig nutzbar sind. 

Bioökonomie: für etwa 30 Prozent der 

Anlagen im Ländle eine Chance 

Das werde zwar nicht allen bestehenden Anlagen ein 

Überleben sichern, räumt Alexander Möndel vom Referat 

Bioökonomie im Ministerium für Ernährung, 

Ländlicher Raum und Verbraucherschutz (MLR) in 

Stuttgart ein. Aber für rund 30 Prozent der 950 Biogasanlagen 

im Land könnten sich dadurch Perspektiven 

ergeben in der absehbar anstehenden Post-EEG-Ära. 

In Baden-Württemberg habe man, was das Gros der 

Biogasanlagen betrifft, noch rund ein Jahrzehnt Zeit, 

um Nachfolgelösungen zu erarbeiten. Diese Zeit gelte 

es nun zu nutzen. Baden-Württemberg sei mit seiner 

Bioökonomiestrategie in Deutschland „absolut vorne“, 

ist Möndel überzeugt. 

Die Optionen sind vielfältig. Man kann aus den Pflanzen 

zum Beispiel vorab die Fasern gewinnen. Die 

höchste Wertschöpfung erziele man dann beim Einsatz 

als Verpackungsmaterial, sagt Jörg Messner, staatlicher 

Biogasberater beim Landwirtschaftlichen Zentrum Baden-Württemberg 

(LAZ BW) in Aulendorf. Denkbar sei 

aber auch die Fertigung von Dämmstoffen oder Hartfaserplatten. 

Darüber hinaus könnten sogenannte Plattformchemikalien 

attraktiv sein. Das sind Grundchemikalien, die 

aus nachwachsenden Rohstoffen hergestellt werden 

und sich als Synthesebausteine für zahlreiche weitere 

Chemikalien eignen. Speziell Milchsäure, ein vielfältiger 

Rohstoff der chemischen Industrie, gehört dazu. 

Oder man gewinnt Proteine, die wahlweise als Futtermittel 

oder auch in der chemischen Industrie einge- 

FOTO: ADOBE STOCK_COUNTRYPIXEL 

42


POLITIK 

FOTO: ADOBE STOCK_INGO BARTUSSEK 

setzt werden können. Egal, was man aus 

dem Stoffstrom vorab herauszieht – der jeweils 

verbleibende Rest wird in jedem Fall 

in einer Biogasanlage energetisch genutzt. 

Biomasse zu Chemikalien und 

Energie veredeln 

Forscher der Universität Hohenheim untersuchen 

zusammen mit dem Karlsruher 

Institut für Technologie (KIT) in der Biogas- 

Forschungsanlage „Unterer Lindenhof“ 

bereits die Einbindung einer kleineen 

Bioraffinerie in einen bäuerlichen Betrieb. 

„Wenn man verschiedene Prozesse effizient 

hintereinander schaltet, wird Biomasse 

entlang der ganzen Wertschöpfungskette 

zu Lebensmitteln, Futtermitteln, Werkstoffen, 

Materialien, Chemikalien und Energie 

veredelt“, sagt Professor Nicolaus Dahmen 

vom Institut für Katalyseforschung und 

-technologie am KIT. 

Und Professorin Andrea Kruse vom Fachgebiet 

Konversionstechnologien nachwachsender 

Rohstoffe an der Universität Hohenheim 

sagt: „Unser Hauptanliegen ist, 

Kreisläufe zu schließen“. Diese seien im 

Laufe der Zeit verlorengegangen. Das Spektrum 

der Wertschöpfung rund um das Biogas 

ist damit noch längst nicht erschöpft. 

Es lassen sich alternativ auch schlicht neue 

Absatzmärkte für Biogas schaffen, etwa im 

Sektor der Mobilität. Wichtig ist hier eine 

lokale Nutzung oder Vermarktung, zum 

Beispiel durch eigene Traktoren oder eine 

eigene Tankstelle. Entsprechend forscht 

die Universität Hohenheim am „Unteren 

Lindenhof“ auch am Thema Bio-LNG, also 

Bioökonomiestrategie: 

Biogasanlagen sollen 

ein wichtiges Element 

für bioökonomisch 

geprägte Wertschöpfungsketten 

in der 

Fläche werden – so will 

es die Landespolitik. 

der Gewinnung und Verflüssigung von Biomethan 

auf kleinskaliger Ebene. 

Und schließlich steht auch das Thema 

„CO 2 

-farming“ auf der Agenda: Konzepte, 

die Humus aufbauen und somit CO 2 

im Boden 

binden, könnten im Zuge steigender 

Preise von CO 2 

im Emissionshandel als negative 

Emissionen auch Einnahmen erzielen. 

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von Teilen der Anbaubiomasse ist im 

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POLITIK 


Luzerne (Bild rechts) 

und Kleegras (Bild 

links) könnten in Zukunft 

als Proteinquellen 

infrage kommen. 

Bei der Kaskadennutzung 

ließen sich auch 

hier die Reststoffe 

vergären. 

am weitesten fortgeschritten. Hier ist vor allem ein Projekt 

hervorzuheben, das auf der Durchwachsenen Silphie 

basiert. Es wird von den Landwirtschaftsbetrieben 

des Energieparks Hahnennest in der Gemeinde Ostrach 

maßgeblich vorangetrieben. 

Verpackungen aus Silphie-Fasern 

Das Konzept: Nach der Silierung der Pflanzen werden 

die Fasern vom restlichen Stoffstrom getrennt. Während 

der Rest in die Biogasanlage geht, werden die 

Silphie-Fasern in einer Papierfabrik zur 

Herstellung von Verpackungsmaterial 

genutzt. „Das ist 

wie beim Metzger“, sagt 

Möndel, „jedes Teil 

des Ganzen wird dort 

eingesetzt, wo es die 

bestmögliche Wertschöpfung 

erzielt“. 

Einen ersten Abnehmer 

für das Papier 

gibt es auch schon: 

die Schwarz Gruppe in 

Neckarsulm, zu der die 

Handelsketten Kaufland 

und Lidl gehören. Sie setzt 

vor allem auf Verpackungsanwendungen 

mit direktem Lebensmittelkontakt. 

„Nach einer erfolgreichen Pilotphase werden 

die Verpackungen auf Basis der Silphie-Pflanze nun 

erstmals im Bereich Obst und Gemüse bei Kaufland 

in den Handel gebracht“, sagt eine Sprecherin der 

Schwarz Gruppe. Neben dem Ersatz von konventionellen 

Papier- und Kartonageverpackungen sollen die 

Silphie-Produkte in Zukunft zudem als Alternative für 

Kunststoffverpackungen getestet werden. Der Markenauftritt 

des Silphie-Papiers erfolgt unter dem Namen 

OutNature. 

Theoretisch kann bei diesem Konzept nicht nur die 

Faser als attraktiver Wertstoff abfallen, es könnte sogar 

der Biogasprozess profitieren. Denn ohne Fasern 

wird das Substrat besser pumpfähig, was auch den 

Gärprozess verbessern könnte. Außerdem wird weniger 

Energie zum Rühren benötigt und auch der Bedarf an 

Gärbehältervolumen reduziert sich. „So könnten wir 

zwei Fliegen mit einer Klappe schlagen“, sagt Hans 

Oechsner von der Universität Hohenheim: „Wir gewinnen 

neben der Energie ein zweites Produkt, und die 

Biogaserzeugung wird effizienter.“ 

Die große Herausforderung der neuen Biogaswelt liegt 

in ihrer Vielfältigkeit. „Jede Anlage hat ihren eigenen 

Charakter“, sagt MLR-Experte Möndel. Je nach Größe 

der Anlage, je nach eingesetztem Substrat und Abnehmerstruktur 

können die Konzepte stark variieren. Denn 

zwingend nötig sind regionale Vermarktungskonzepte. 

Die Zeiten der Biogasprojekte von der Stange sind damit 

vorbei. 

Langfristig steht das Ziel im Blick, die zusätzlich entstehenden 

Wertstoffe so gut zu vermarkten, dass die 

anschließende Biogaserzeugung aus den Reststoffen 

kostendeckend realisierbar ist; dass Betreiber von Biogasanlagen 

also langfristig mit den Preisen am Strommarkt 

auskommen können, ergänzt durch eine mögliche 

Eigenversorgung mit Strom und auch Wärme. 

Milchsäure aus Mais, Proteine aus 

Kleegras und Luzerne 

Abhängig davon, welche Stoffe aus dem Substrat extrahiert 

werden sollen, muss man die Rohstoffpflanzen 

auswählen. Bei Fasern steht die Silphie ganz oben auf 

der Liste, der Mais hingegen ist hier außen vor. Er wiederum 

ist wegen seines hohen Stärkegehalts für die 

Milchsäuregewinnung geeignet. Will man hingegen 

Proteine nutzen, bieten sich Gras, Kleegras und die 

Luzerne an. Bei Kraftstoffen unterdessen müssen aufgrund 

der europäischen „Renewable Energy Directive 

II“ (RED II) mehr Reststoffe, wie etwa Gülle, eingesetzt 

werden. Zumindest für den Anfang bieten sich eher die 

größeren Biogasanlagen für solche Konzepte an. Die 

Landwirte in Hahnennest sind in der Megawattklasse 

unterwegs, doch auch schon darunter, etwa ab 500 

Kilowatt (elektrische Leistung) gelten derzeit Projekte 

als denkbar. Dabei müsse aber nicht zwingend eine 

einzelne Anlage diese Größe erreichen: „Die Zusammenarbeit 

von mehreren kleineren Höfen kann auch 

eine Option sein“, sagt Biogasberater Messner vom LAZ 

BW. Der Blick richte sich hier vor allem auf den Anlagenbestand, 

denn es gehe darum, die Infrastruktur zu 

erhalten. Neuanlagen, welche vor allem Kleinanlagen 

zur Nutzung von Gülle und anderen Reststoffen sind, 

stehen hier nicht im Fokus. 

Beim MLR verweist Möndel unterdessen darauf, dass 

die Weiterentwicklung des Biogasanlagenbestandes 

schon alleine deswegen dringend notwendig sei, weil 

das Land Baden-Württemberg gemäß dem Biodiversitätsstärkungsgesetz 

den Ökolandbau bis zum Jahr 

2030 auf 30 bis 40 Prozent ausweiten wolle. Denn 

in der Fruchtfolge des Ökolandbaus werde zwingend 

Kleegras benötigt. Um dieses zu verwerten, brauche es 

entweder Rinder – doch deren Bestand soll auch sinken 

– oder eben eine „Betonkuh“, also einen Fermenter. 

Damit dürfte der Biogasbranche auch ein Imagewandel 

bevorstehen. Bislang durch die Vermaisung angekratzt, 

dürfte das Renommee sich wieder verbessern, sobald 

deutlich wird, dass ökologischer Landbau mitunter auf 

die Erzeugung von Biogas sogar angewiesen ist. 

Autor 

Bernward Janzing 

Freier Journalist 

Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg 

07 61/202 23 53 

bernward.janzing@t-online.de 

FOTOS: LANDPIXEL.EU 

44


POLITIK 

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45

POLITIK 


dena-Leitstudie „Aufbruch in 

die Klimaneutralität“: Angriff 

auf Planungshoheiten(?) 

Einen „Systementwicklungsplan“ für die gesamte hiesige Energie-Infrastruktur: Diese 

Forderung, über alle Sektoren hinweg zu denken, hat die Deutsche Energie-Agentur (dena) 

im Dezember 2020 als Zwischenbericht für die „Netzstudie III“ veröffentlicht. Reaktionen: 

kaum feststellbar. Das muss verwundern. 

Von Heinz Wraneschitz 

Die existierenden Planungsprozesse zeigen, 

dass sie in ihrer aktuellen Form nur eingeschränkt 

dafür geeignet sind, grundsätzliche 

Fragen zu beantworten, die für eine 

integrierte Infrastrukturplanung von großer 

Bedeutung sind.“ Das ist heftige dena-Kritik an alle 

Beteiligten, die rund um die deutsche Energiewende- 

Politik tätig sind. Und sie ist für jedermensch wörtlich 

nachzulesen auf Seite 15 der 26-seitigen Druckschrift 

„dena-Zwischenbericht - Der Systementwicklungsplan: 

Umsetzungsvorschlag für eine integrierte Infrastrukturplanung 

in Deutschland.“ 

Eigentlich wäre zu erwarten gewesen, dass alle von 

der dena auf die Füße Getretenen lauthals und schnell 

„Protest“ oder „Zeter und Mordio“ rufen würden. Doch 

tatsächlich passiert ist bis Redaktionsschluss vonseiten 

der „konventionellen“ Energiewirtschaft, der Bundesregierung 

und der Bundesnetzagentur praktisch 

nichts. 

Koordinierter Ansatz statt Stückwerk 

gefordert 

Schon die ersten Sätze der Zusammenfassung sind eine 

schallende Ohrfeige für alle Verantwortlichen: „Eine erfolgreiche 

Energiewende muss integriert und sektorübergreifend 

gedacht werden. Denn Treibhausgasneutralität 

kann nur erreicht werden, wenn die Sektoren weiter 

zusammenwachsen. Die aktuelle Energieinfrastrukturplanung 

[…] findet für die verschiedenen Netzebenen 

und Sektoren in separaten Planungsprozessen mit teils 

abweichenden Ausgangspunkten statt.“ Die dena und 

der von ihr mit der Studie beauftragte Planer BET kritisieren: 

„Für die Energieinfrastrukturen Strom, Gas, 

Wasserstoff und Wärme werden die Planungen in unabhängigen 

Prozessen vorangetrieben“, es finde „keine 

Optimierung über alle Infrastrukturen hinweg statt“. 

„Verschiedene Methoden, unterschiedliche Zeitpunkte 

der Erstellung und Planungshorizonte sowie teils inkonsistente 

Zielvorgaben stehen einer gemeinsamen 

FOTO: HEINZ WRANESCHITZ 

46


POLITIK 

Planungsgrundlage im Weg“, heißt es weiter. Und gerade 

der Netzentwicklungsplan (NEP) Strom zeige: Es 

gebe „einen großen gesellschaftlichen und politischen 

Beratungsbedarf zum Energiesystem der Zukunft“. 

Die „Entwicklungsoptionen des Energiesystems insgesamt“ 

würden nicht beachtet: Es fehlen schlichtweg 

die „Entscheidungen in vorgelagerten politischen Prozessen“. 

SEP soll Ordnung bringen 

Deshalb schlägt die dena als Weg aus dem Planungs- 

Tohuwabohu einen Systementwicklungsplan (SEP) vor. 

Der sei „eine konsistente Grundlage für die weiteren 

Planungsprozesse“, mache „Optimierungspotenziale 

der integrierten Energiewelt nutzbar und unterstützt 

politische Entscheidungen“. Doch dafür „muss der 

SEP in einen periodischen, transparenten, partizipativen 

und schließlich politisch legitimierten Prozess eingebunden 

werden“. Damit bekomme „die weitere Infrastrukturplanung 

die nötige Verbindlichkeit. Und alle 

Stakeholder können den Prozess als legitime Grundlage 

dafür akzeptieren“, sind sich dena und BET sicher. 

Aber warum wird solch fundierte Kritik an der bundesdeutschen 

Energienetzplanung von besagten 

„Stakeholdern“ totgeschwiegen? Das erinnert an die 

Studie „Der zellulare Ansatz“ der Energietechnischen 

Gesellschaft VDE-ETG vor genau sechs Jahren. Die 

hat gezeigt, „wie Stromnetzausbau durch den Zusammenschluss 

von austarierten ‚Energiezellen‘ auf 

lokaler Ebene reduziert werden kann“. Doch die darin 

berechneten 40 Prozent reduzierten notwendigen 

Stromnetzausbau-Kapazitäten sind bis heute nicht in 

das Bundesbedarfsplangesetz eingeflossen. Auch wenn 

das Gesetz offiziell immer wieder den echten (Strom-) 

Netzausbaubedarfen angepasst wird. 

Doch die dena-Forderung nach einem SEP geht wesentlich 

weiter als der (2019 fortgeschriebene) „Zellulare 

Ansatz“ der VDE-ETG. Denn der SEP berücksichtigt 

alle Energie-Bereiche – Wärme, Strom, Gas und 

Wasserstoff – sowie die notwendige Kopplung all dieser 

Sektoren. Doch wie bereits erwähnt: Noch nicht einmal 

den Stromnetz-Plänen der VDE-ETG öffnen sich Übertragungsnetzbetreiber 

(ÜNB), die Bundesnetzagentur 

(BNetzA) und deren Dienstherr, das Bundesministerium 

für Wirtschaft und Energie (BMWi) bisher. 

EU-Kommission verklagt Deutschland – 

BMWi und BNetzA sind sich zu nah 

Für viele Kritiker aus Umweltverbänden steht fest: Zwischen 

politischem Auftraggeber BMWi, den zu überwachenden 

ÜNB und dem offiziell als unabhängig zu 

geltenden Kontrolleur BNetzA passt kein Blatt 

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POLITIK 


Planer wie BET 

kritisieren: „Für die 

Energieinfrastrukturen 

Strom, Gas, Wasserstoff 

und Wärme 

werden die Planungen 

in unabhängigen 

Prozessen vorangetrieben“, 

es finde „keine 

Optimierung über alle 

Infrastrukturen hinweg 

statt“. 

Papier. Das sieht offensichtlich die EU-Kommission 

ähnlich: Die hat die Bundesrepublik Deutschland Ende 

2018 vor dem Europäischen Gerichtshof verklagt. Denn 

die BNetzA – sie soll den monopolisierten Markt der 

ÜNB kontrollieren – ist dem BMWi nachgeordnet. Das 

war für die EU-Kommission Grund genug, die Unabhängigkeit 

der BNetzA anzuzweifeln. Neben jenen besagten 

Akteuren Bundesregierung, BNetzA und Strom- 

ÜNB geht nun also die dena mit ihrer SEP-Forderung 

auch Planer für Wärme-, Gas- und Wasserstoff-Netze 

wegen deren unkoordiniertem Vorgehen an. 

Doch die Energie-Agentur selbst ist auch nicht unumstritten. 

Zum Beispiel beim gemeinnützigen Verein 

LobbyControl. Der hat die dena anlässlich des drei Monate 

nach dem SEP-Papier im März 2021 veröffentlichten 

Zwischenberichts der „dena-Leitstudie Aufbruch 

Klimaneutralität“ wegen des „intransparenten 

und einseitigen Sponsoringmodells scharf kritisiert“. 

Aus Sicht der Nichtregierungsorganisation ist „die 

Studie nicht wissenschaftlich neutral, da sie weitestgehend 

von Unternehmen finanziert wird. Diese sogenannten 

‚Partner‘, darunter Fossil-Konzerne wie RWE 

und Thyssengas, bestimmen auch die Inhalte mit. Sie 

haben sich ihren Einfluss mit jeweils bis zu 35.000 

Euro erkauft.“ Laut LobbyControl räumt die dena dem 

Beirat kein Stimmrecht bei der entstehenden dena- 

Netzstudie III ein, „die Sponsoring-Unternehmen haben 

aber privilegierten Einfluss“. 

Fell kritisiert dena 

Während LobbyControl sich bei den dena-Studien „für 

Transparenz, eine demokratische Kontrolle und klare 

Schranken der Einflussnahme auf Politik und Öffentlichkeit“ 

einsetzt, hat die Kritik von Hans-Josef Fell 

eine andere Zielrichtung: Dem Ex-Grünen-Bundestagsabgeordneten 

und heutigen Präsidenten der Energy 

Watch Group sind vor allem die Zeiträume zu lang, 

in denen die dena Klimaneutralität erreichen will; das 

erklärt er auf Nachfrage unserer Redaktion. 

In einer ersten Stellungnahme auf den Leitstudien-Zwischenbericht 

hatte Fell angeprangert: „Die dena ignoriert 

vollkommen die Dramatik der Erdüberhitzung und 

zudem umfangreiche weltweite Forschungsergebnisse, 

nach denen 100 Prozent Erneuerbare Energien bei entsprechendem 

politischen Willen bis 2030 technisch 

und ökonomisch umsetzbar sind.“ Außerdem sah er 

„die Leitstudie wie von der fossilen Wirtschaft diktiert: 

Klimaneutralität müsse es erst bis 2050 geben, um 

dem Klimaschutz gerecht zu werden. Kein Wort davon, 

dass die Atmosphäre heute schon zu voll mit Treibhausgasen 

ist und sie deshalb keine Neuemissionen mehr 

verträgt.“ 

SEP-Ideen kontra GroKo-Pläne 

Doch zurück zum dena-Vorschlag für einen Systementwicklungsplan 

SEP. „Der SEP-Prozess gliedert sich in 

drei Phasen: Grundlagen schaffen, Handlungsoptionen 

bewerten und Entscheidungen herbeiführen.“ Das liest 

sich wie Hänschen und Lieschen Müller beim gemeinsamen 

Einkaufen. Und im Detail laufen die SEP-Ideen 

sogar den aktuellen Plänen der Regierung entgegen: 

Immer wieder ist von GroKo-Seite zu hören, man wolle 

„Planungshemmnisse beseitigen“ – also Bürgerrechte 

einschränken. 

Die dena dagegen will beim Netzausbau sogar „Beteiligungsmöglichkeiten 

und Akzeptanz verbessern. Die 

Planungsprozesse sehen an vielen Stellen öffentliche 

Beteiligungsmöglichkeiten vor“, ist zu lesen, und dass 

„es mehrfach die Möglichkeit zur Einflussnahme“ gebe. 

Nicht zu vergessen die Angebote von „Netzbetreibern 

und Bürgerdialog Stromnetz für informelle Informationen 

und Gespräche direkt vor Ort“. Dennoch aber „fehlt 

in betroffenen Regionen oft die Akzeptanz für den Bau 

insbesondere von Stromleitungen. Eine Ursache dafür 

ist das sogenannte Beteiligungsparadoxon“: Das Interesse 

an Maßnahmen mit fortschreitendem Planungsund 

Umsetzungsstand steige, während gleichzeitig die 

Einflussmöglichkeiten abnähmen. 

„Das kann zu Frustration der Beteiligten führen, da 

zum Zeitpunkt der tatsächlichen Beteiligung grundsätzliche 

Entscheidungen bereits getroffen sind. Dadurch 

kann bei Betroffenen der Eindruck entstehen, 

mit ihren Anliegen immer einen Schritt zu spät zu 

kommen.“ Damit beschreibt die dena genau das, was 

beispielsweise zurzeit in Bayern bei Tennet-Plänen zu 

Höchstspannungsleitungen von Nord nach Süd wie Ost 

nach West zu erleben ist. Doch eine Lösung für dieses 

„Beteiligungsparadoxon“ bietet auch die dena zumindest 

im Zwischenbericht nicht an. 

Autor 

Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz 

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POLITIK 


Wasserstoff ersetzt Steinkohle 

Die Bauphase des Kohlekraftwerks Moorburg dauerte länger als seine Betriebszeit. Kaum 

ist es im Zuge des Kohleausstiegs nun endgültig stillgelegt, soll es zum Standort eines der 

größten Wasserstoff-Projekte Deutschlands werden. Damit verkörpert Moorburg auf einzigartige 

Weise die Energiepolitik der letzten beiden Jahrzehnte. 

Von Dierk Jensen 

Besoffene Gleichzeitigkeit: Als in Berlin Ende 

der Neunzigerjahre die rot-grüne Koalition 

unter SPD-Kanzler Schröder am ersten Erneuerbaren-Energien-Gesetz 

(EEG) feilte, 

wurde unter sozialdemokratischer Mehrheit 

in Hamburg noch eifrig an einem neuen großen Kohlekraftwerk 

geplant. Es sollte dort errichtet werden, wo 

an gleicher Stelle früher ein Gaskraftwerk stand, das in 

den Achtzigerjahren abgerissen wurde. 

Dann kam CDU-Mann Ole von Beust. Er übernahm nach 

jahrzehntelanger sozialdemokratischer Vorherrschaft 

im reichen Hamburg das Amt des Ersten Bürgermeisters 

und proklamierte fortan die Losung einer „wachsenden 

Stadt“. En passant wurde die stadteigene HEW 

an den schwedischen Staatskonzern Vattenfall – ganz 

im Sinne der christdemokratischen Marktgläubigkeit 

– veräußert. Die Schweden vollendeten dann schließlich 

das, was heute, nach nur ein paar Jahren Betrieb, 

eine gigantische Industrieruine ist: das Kohlekraftwerk 

Moorburg. Ein atemberaubend teurer Tempel der energiepolitischen 

Kurzsichtigkeit, der klimapolitischen 

Ignoranz und eines städtischen Unvermögens, das die 

Zeichen der Zeit nicht rechtzeitig zu erkennen wusste. 

Wer über den alten Elbtunnel, der von Harburg zur 

größten Flussinsel Europas über die Süderelbe führt, 

spazieren geht, der sieht das nur ungefähr eineinhalb 

Kilometer entfernt liegende Betonmonstrum im Westen. 

Davor befindet sich das weitläufige Öllager von 

Shell, dahinter liegt der Ort Moorburg, der zwischen 

Kraftwerk und dem sich stetig ausweitenden Hafen um 

seine Zukunft ringt. Und etwas weiter in nordwestliche 

Richtung ragt die backsteinerne Kirche des schon 

längst vom Hafen verdrängten früheren Fischerdorfes 

Altenwerder wacker in den Abendhimmel. 

Zeugnis der „alten“ Wirtschaft 

Es besteht kein Zweifel: Moorburg, das stillgelegte 

Kohlekraftwerk, das seit Jahreswechsel keinen Dampf 

in den Himmel abgibt, das untergegangene Altenwerder 

und der gesamte Hamburger Hafen verkörpern die 

klassische, fossil geprägte Wachstumswirtschaft. Einzig 

zwei 5-Megawatt-Windenergieanlagen vom Hersteller 

Enercon signalisieren einen Aufbruch in eine neue, 

noch vage Ära. 

Das Moorburger Kraftwerk sei, damit rühmte sich der 

Betreiber Vattenfall immer wieder, eines der modernsten 

Kohlekraftwerke der Welt. Es soll durch hohe Effizienz 

geglänzt haben. Alles Attribute, die auch im 

FOTOS: JÖRG BÖTHLING 

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POLITIK 

Anlagenbau 

Steinkohlekraftwerk Moorburg: Ein atemberaubend teurer Tempel 

der energiepolitischen Kurzsichtigkeit, der klimapolitischen 

Ignoranz und eines städtischen Unvermögens, das die Zeichen 

der Zeit nicht rechtzeitig zu erkennen wusste. 

Informationszentrum, das in den wenigen 

Jahren des Betriebes auf dem Kraftwerksgelände 

etabliert war, den Gästen aus aller 

Welt vermittelt wurden. „Das Interesse an 

der Kraftwerkstechnologie war riesengroß“, 

bestätigt Gudrun Bode vom einstigen I- 

Zentrum, das bis zur Betriebsstilllegung 

über 30.000 Besucher empfing. Ob Besuchern 

aus Indien oder China auch verraten 

wurde, dass die Effizienz potenziell zwar 

hochgeschätzt wurde, aber die Wärmeauskoppelung 

für die Fernwärme von Hamburg 

nie zustande kam, bleibt jedoch fraglich. 

Weshalb kam es eigentlich nie zur Nutzung 

der Wärme? Die Antwort spiegelt den energiepolitischen 

Eiertanz in Deutschland 

während der Merkel-Ära wider. Während 

der bis 2010 amtierende schwarz-grüne 

Senat unter Ole von Beust den Bau von 

Moorburg juristisch nicht mehr verhindern 

wollte und nach gebetsmühlenartiger Aussage 

der Grünen auch nicht mehr konnte, 

hielt eine darauffolgende SPD-Landesregierung 

unter Olaf Scholz an Moorburg 

in alter sozialdemokratischer Affinität zur 

Steinkohle fest. Jedoch konnte Scholz 

während seiner Amtszeit nicht verhindern, 

dass sich die Hamburger, initiiert vom 

Umweltverband BUND, in einem Volksentscheid 

für den Rückkauf der Gas- und 

Stromnetze entschieden. 

Kein Brennstoff mehr 

aus Übersee 

Wie auch immer: Zum Bau einer 

Fernwärmeleitung in die 

Stadt kam es nie. Allerdings war 

die Volksabstimmung schon zu 

spät, um die Inbetriebnahme 

von Moorburg noch verhindern 

zu können. Nach acht Jahren 

Bauzeit, von der Dauer nur 

noch von der Elbphilharmonie 

übertroffen, ging das 1.600 

Megawatt große Kraftwerk ans 

Netz. Fortan brachten Schiffe 

die Steinkohle aus Übersee die 

Elbe hinauf. Aus Kolumbien, 

aus Australien oder sonst wo 

her. Die Hamburger Öffentlichkeit 

hat sich darüber nicht 

sonderlich geschert. Tatsächlich 

waren es nur wenige, die 

sich auch nach Betriebsstart 

weiter mit der drei Milliarden 

teuren CO 2 

-Schleuder beschäftigt 

haben. Neben Robin Wood, 

Greenpeace, manchen Protagonisten 

der Erneuerbaren Energien und 

einigen wenigen Medien, wie zum Beispiel 

der Regionalausgabe der taz, hat sich vor 

allem der BUND in den letzten Jahren als 

unbeugsamer Widersacher des Moorburger 

Kohletempels profiliert. 

Allen voran Manfred Braasch, der von 

1996 bis vor einigen Wochen Geschäftsführer 

des Hamburger Landesverbandes 

BUND war. Er wetterte unverdrossen 

gegen Moorburg, weil es die CO 2 

-Bilanz 

Hamburgs gänzlich verhagelte und die 

Wärmeversorgung beim Bau einer Wärmeleitung 

vom Kraftwerk unter die Elbe in die 

Stadtmitte langfristig strategisch in eine 

falsche Richtung lenken würde. Zudem 

würde durch die Kühlung der Kraftwerksblöcke 

die Fauna in der Elbe in große Mitleidenschaft 

gezogen werden. Darüber hinaus 

engagierte sich Braasch auch für die 

Rekommunalisierung der Energienetze, 

um die Energiewende wieder in städtische 

Verantwortung zu legen. Wie alle wissen: Er 

tat es mit großem Erfolg. 

So galt Braasch im Hamburger Umfeld als 

größter Opponent des rot-grünen Senats, 

der in den vergangenen Jahren wenig überzeugende 

klima- und umweltpolitische 

Kompromisse einging. Denn der Senat hat 

zum Beispiel die Elbvertiefung befürwortet 

oder dass der belastete Hafenschlick 

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Investoren planen Milliardeninvestitionen, 

um 

am Kraftwerksstandort 

Moorburg in großem 

Stil in die Wasserstoffproduktion 

einsteigen 

zu können. 

weiterhin im schleswig-holsteinischen Wattenmeer verklappt 

wird. Auch die voranschreitende Versiegelung 

des Stadtgebiets im Zuge der ambitionierten Wohnbaupolitik 

wird billigend in Kauf genommen. 

Ex-BUND-Mann wechselt in 

Umweltbehörde 

Dabei hat der Verlust an Grün mittlerweile atemberaubende 

Ausmaße angenommen: Viele Grünflächen sind 

verschwunden und auch im Hafengebiet sollen in Folge 

einer ungebremsten Industriepolitik die letzten Waldbeziehungsweise 

Forstflächen geopfert werden. Von 

daher differieren grüne Ansprüche nicht selten mit der 

realpolitischen Wirklichkeit. Und nun wechselt der rotgrüne 

Widersacher Braasch im Juli 2021 ausgerechnet 

in die Umweltbehörde, dem der grüne Umweltsenator 

Jens Kerstan vorsteht. Dort soll der Ökotrophologe 

die Geschäftsstelle eines neu gebildeten 

Klimabeirates leiten. Dass dies den amtierenden 

SPD-Bürgermeister Peter Tschentscher 

nicht so richtig ins Konzept passt, wurde direkt 

nach der Bekanntgabe der Personalie deutlich. 

Tschentscher betonte, Braasch habe in 

seiner neuen Rolle „neue Loyalitätspflichten“. 

Umso interessanter wird es werden, inwieweit 

Braasch sich seiner konsequenten Haltung für 

Klima- und Umweltschutz in den Reihen der 

Umweltbehörde noch treu bleiben kann. 

Doch hat Braasch mit dem endgültigen Aus 

von Moorburg am 7. Juli 2021 vielleicht genau 

den richtigen Zeitpunkt erwischt. „Ich begrüße 

die angedachte Nachnutzung“, unterstrich 

er in seinen letzten Tagen als Geschäftsführer 

des BUND. Soll doch mit dem teuren Ende von 

Moorburg, für das Vattenfall rund 300 Millionen 

Euro im Zuge des Kohleausstiegs erhält, 

von heute auf morgen mit aller Macht eine neue, klimafreundliche 

Ära beginnen. 

Nun soll Wasserstoffwirtschaft den 

Wandel bringen 

Und zwar mithilfe von Fördermitteln im Rahmen der 

nationalen Wasserstoffstrategie und zugleich auch mit 

Rückendeckung aus Europa. Brüssel hat den Standort 

im Hafen, direkt an Hochspannungsleitungen und 

in unmittelbarer Nähe zu Industrien wie Kupfer- und 

Stahlproduktion, zu europaweiter Bedeutung erkoren, 

um den Weg in ein bereits im Jahr 2045 dekarbonisiertes 

Europa überhaupt gehen zu können. Sehr zur 

Freude vom parteilosen Hamburger Wirtschaftssenator 

Michael Westhagemann, der sich gerne als Vordenker 

eines Hamburger Wasserstoff-Hub positioniert. 

52


POLITIK 

Als früherer Manager bei Siemens ist er mit vielen 

großen Industrieunternehmen gut vernetzt, die er im 

selbsterklärten Hamburger Wasserstoffverbund begeistern 

möchte. Tatsächlich beteiligen sich an Bau und 

Betrieb des Elektrolyseurs mit einer Leistung von 100 

Megawatt Leistung sowohl Vattenfall, Shell, Mitsubishi 

Heavy Industries (MHI) als auch die städtische Wärme 

Hamburg, die die Abwärme des Elektrolyseurs in ihr 

Netz einspeisen will. Dabei soll die Anlage so aufgebaut 

sein, dass sie jederzeit erweitert werden kann. „Denn 

wenn wir ehrlich sind, reichen die 100 Megawatt Leistung 

dazu, nur einen Bruchteil der Industrie mit Wasserstoff 

zu versorgen“, weiß Michael Westhagemann. 

„Wir benötigen das Zehnfache.“ 

Ziel sei es deshalb, bis 2030 die Leistung der Anlage 

zu verdoppeln oder gar zu verdreifachen. Arne Langner, 

Sprecher des benachbarten Stahlherstellers Arcelor 

Mittal spricht von einem Standortvorteil, weil sowohl 

Strom- als auch Gasnetze bereits vorhanden seien. Die 

Beteiligten wollen insgesamt 1,6 Milliarden Euro investieren, 

rund 520 Millionen Euro fließen aus dem 

Bundeshaushalt. „Ich begrüße die Folgevorhaben am 

Standort Moorburg sehr“, bekräftigt indessen auch Jan 

Rispens, der als Geschäftsführer des Hamburger Erneuerbaren 

Energieclusters seit vielen Jahren versucht, 

die unterschiedlichen Akteure an Elbe und Alster miteinander 

zu vernetzen. 

Weitere Wasserstoffakteure kündigen 

sich an 

Bemerkenswert deshalb auch für Rispens, dass am 

Standort Moorburg Ende Februar neben Vattenfall & Co. 

plötzlich ein weiteres Konsortium mit neuen Projektideen 

sich an die Öffentlichkeit wandte. Das Trio von der 

HH2E AG mit Alexander Voigt als Vorstandsvorsitzender, 

Uniper SE und Siemens Energy AG plant auf dem 

Gelände vom stillgelegten Kohlekraftwerk ein, wie sie es 

bezeichnen, „ikonografisches Zukunftskraftwerk“. 

Die drei Player beabsichtigen dort einen 200 Megawatt 

leistenden Elektrolyseur, eine moderne Gasturbine 

in einer Größenordnung von 60 bis 100 Megawatt 

sowie einen Hochtemperaturspeicher zu installieren. 

So überschlagen sich derzeit die hehren Absichtserklärungen, 

denn auch Eon Hanse will auf der Basis von 

erneuerbarem Strom – zwar nicht auf der Betonplatte 

des Kohlekraftwerks, aber im Hamburger Hafen – einen 

Elektrolyseur zur Wasserstoffproduktion schon in naher 

Zukunft realisieren. 

Bis aber die neue, grüne Ära in Moorburg wirklich starten 

kann, wird es noch einige Zeit brauchen, vielleicht 

sogar bis 2024, bis die Konstruktion des Kohlekraftwerks 

endgültig demontiert ist und alle Öle und sonstigen 

problembelasteten Reststoffe fachgerecht entsorgt 

sind. Gudrun Bode von Vattenfall beziffert die Kosten 

dafür auf rund 50 Millionen Euro. 

Ernüchterndes Fazit: Viele Moorburgs wird sich eine 

Wohlstandsgesellschaft wohl nicht mehr erlauben können 

– es fehlen die Ressourcen und es wird unbezahlbar. 

Umso erstaunlicher daher, wie schnell die große 

Industrie doch in der Lage zu sein scheint, den Hebel 

umzulegen. Mit dem Blick zurück ist das bitter, mit 

dem Blick nach vorne macht es Hoffnung. Ade Moorburg, 

ahoi Moorburg! 

Autor 

Dierk Jensen 


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PRAXIS / TITEL BIOGAS JOURNAL | 4_2021 

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Stickstoff 

eliminieren, 

Phosphor 

mit Feststoff 

exportieren 

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Biatex-Green-Anlage. Von links: Gabi Bloomfield (Vertrieb 

und Marekting), Daniel Kollmann (Projektleiter) und 

Geschäftsführer Stefan Sziwek. In dem grünen Container, der 

innen geteilt ist, befinden sich ein kleines Labor in der einen 

Hälfte und in der anderen die Kompressoren, die die Luft für 

die Belüftung des Belebungs- und des Anamoxbeckens (Betonbehälter 

rechts) bereitstellen. Oben auf dem Container ist 

der Grobseparator zu sehen. In dem Raum dahinter befindet 

sich die Feinseparation.


PRAXIS / TITEL 

Die düngerechtlichen Vorgaben schränken die ausbringbaren Nährstoffmengen ein. In 

Regionen mit hohem Nährstoffanfall und knapp verfügbaren Flächen sowie relativ hohen 

Kosten für Nährstoffexporte kann die gezielte Wirtschaftsdüngerbehandlung zur Nährstoffreduktion 

und -fraktionierung eine Option sein. 


In Lamstedt (Niedersachsen), nördlich von Bremervörde, 

ist seit Ende 2020 eine Gärdünger- 

Behandlungsanlage in Betrieb, die die im Gärrest 

enthaltene Stickstoffmenge durch biologischen 

Abbau des Ammoniumanteils deutlich reduziert 

und den Nährstoff Phosphor zu einem Großteil in den 

separierten Feststoff überführt. Geplant und gebaut hat 

die Anlage die Firma Biatex GmbH aus Rheine (NRW). 

Nach nur fünf Monaten Bau- und Testzeit konnte die 

Anlage im vergangenen November den Regelbetrieb 

aufnehmen. 

Die Funktionsweise der Biatex Green-Anlage stellt sich 

wie folgt dar: Am Anfang werden mit einer projektspezifischen 

Feststoffabtrennung, die auf die Einsatzstoffe 

angepasst wird, die Feststoffe so weit wie technisch 

möglich ohne Chemikalien und Flockungshilfsmittel 

abgetrennt. Anschließend werden sie in einer biologischen, 

zweistufigen Behandlung mit natürlichen Anamoxmikroganismen 

abgebaut. 

In Lamstedt wird das ausgegorene, flüssige Gärsubstrat 

mit einem Trockensubstanzgehalt (TS) von 

durchschnittlich 10 bis 12 Prozent mit einer Exzenterschneckenpumpe 

vom Gärdüngerlager in einen runden 

Betonbehälter gepumpt, der im Fall der Pilotanlage 

ebenerdig in den Boden eingebaut worden ist. Die Vorgrube, 

in der sich kein Rührwerk befindet, hat ein Fassungsvermögen 

von 6 Kubikmeter (m³) und wird immer 

anlagenindividuell dimensioniert. Die Vorgrube ist das 

Vorlagebehältnis, das den Press-Schneckenseparator 

mit Material versorgt. Er ist so eingestellt, dass er einen 

Feststoffanteil mit durchschnittlich 25 Prozent TS- 

Gehalt abtrennt. 

Grob- und Feinseparation der Feststoffe 

„Der ‚Grob-Separator‘ stellt das erste Technikglied in 

der Feststoffabtrennung dar. Bei der zweiten Technikkomponente 

handelt es sich um eine Feinseparation. 

Genauer gesagt ist es ein Vakuumseparator von 

Im Bild hinten die 

Biogasanlage und die 

Blockheizkraftwerke 

davor. Vorne knapp zu 

erkennen der mittlere 

Vorlagebehälter für 

das Belebungsbecken, 

dahinter das rötlichbraun 

eingefärbte 

Anamoxbecken. 

FOTOS: MARTIN BENSMANN 

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PRAXIS / TITEL BIOGAS JOURNAL | 4_2021 

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Blick von oben vom Steg, der mittig 

über den Betonbehälter führt, in das 

Belebungsbecken. Sehr gut zu erkennen 

sind die schwimmenden Füllkörper, 

die das Schäumen des Substrates 

verhindern sollen. Oben links der 

kleine runde, mittig im großen Betonbehälter 

angeordnete Behälter, der die 

fertig separierte Flüssigkeit aufnimmt 

und bevorratet. Unten im Bild ist 

ein Edelstahlkasten zu sehen. Der 

befindet sich im Belebungsbecken und 

dient als erster freier Überlauf vom 

Belebungs- zum Anamoxbecken. Der 

zweite freie Überlauf ist im Anamoxbecken 

eingebaut, über den der fertig 

aufbereitete Gärdünger – in diesem 

Fall das Kaliwasser – zur Lagerung 

abgeleitet wird. In den freien Überlauf 

drückt sich das Substrat immer von 

unten hinein. 


Links oben im Bild befindet sich der Grobseparator. Links 

unten sind die Schurren zu sehen, die den Feststoff aus der 

Feinseparation ausleiten. Die Feinseparatoren befinden sich 

links hinter der Wand. Unten sammelt sich der abgetrennte 

Feststoff, der hinten zu einem Haufen aufgestapelt wird. 

Acht Feinseparatoren trennen nach dem 

Grobseparator weitere Feststoffanteile aus 

dem Gärdünger ab. 

56



Blick von oben in den Vorlagebehälter mit der fertig 

separierten Flüssigkeit. Aus diesem Behältnis 

wird das Belebungsbecken gespeist. 

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Daniel Kollmann am Bogensieb, das vor dem Ablauf der fertig 

behandelten Flüssigkeit die enthaltenen Anamoxbakterien zu einem 

Großteil zurückhalten soll. Das vom Bogensieb abgetrennte 

Material fließt zurück ins Anamoxbecken, der größere Rest wird 

ins Gärdüngerlager gepumpt. 

Probenmaterial aus dem Anamoxbecken. Die rötliche 

Färbung stammt von den Anamoxbakterien. 

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Blick in den leeren Betonbehälter, in dem der Stickstoffabbau stattfindet. Oben auf dem Steg befindet sich im Edel - 

stahlkasten das Bogensieb. In dem mittleren Rundbehälter wird das Filtrat, das vom Feinseparator kommt, zwischengespeichert. 

Aus diesem Behälter wird das Belebungsbecken (oben im Bild) versorgt. Links und rechts sind die 

betonierten Trennwände erkennbar, die den äußeren Ring unterbrechen und Belebungsbecken und Anamoxbecken 

voneinander trennen. Links an die Trennwand geschraubt befindet sich der freie Überlauf des Anamoxbeckens. 

der Firma BETEBE in Vreden (NRW), der dank seiner 

mikroperforierten Lochungen weitere Feststoffanteile 

und somit bereits einen großen Anteil Phosphor und 

organischen Stickstoff in die feste Fraktion überführt“, 

erläuterte Biatex-Geschäftsführer Stefan Sziwek. Die 

abgeschiedene flüssige Phase der ersten Separationsstufe 

wird in eine offene Wanne geleitet, aus der die 

acht Feinseparatoren die Flüssigkeit ziehen. 

Die mikroperforierte Lochung des Feinseparators hat 

eine Größe von 80 Mikrometer (µm). Die Lochungen 

werden von einem umlaufenden Wendel gereinigt, was 

deren Verstopfung verhindert. 

Der TS-Gehalt im Feststoff, der 

die Feinseparation verlässt, ist 

auf etwa 18 Prozent eingestellt. 

Während der erste Separator 

etwa 70 bis 90 Prozent der Gesamtfeststofffracht 

entfernt, 

schleust der Feinseparator weitere 

5 bis 15 Prozent des Gesamtfeststoffanteils 

heraus. Mit 

der Separationsstufe werden 70 

bis 90 Prozent des Phosphors, 

der im unbehandelten Gärdünger 

enthalten ist, in die Feststofffraktion 

überführt. Das erste 

Technikglied wird laut Sziwek 

immer projektspezifisch ausgelegt 

und im Fall Lamstdet demnächst 

weiter optimiert. 

Im Fugat, also in der fertig separierten 

flüssigen Phase, liegt 

der TS-Gehalt im Durchschnitt 

zwischen 2 und 4 Prozent, was 

im Wesentlichen an der hohen 

Salzfracht vom Hühnertrockenkot 

liegt. Biatex versucht derzeit, mit weiteren Abtrennverfahren 

diesen TS-Gehalt weiter zu reduzieren. 

Vor der weiteren biologischen Behandlung wird das 

Fugat in ein sogenanntes Absetzbecken gepumpt, in 

dem restliche Feststoffpartikel sedimentieren können. 

Dieses Absetzbecken ist ein runder, offener Betonbehälter, 

der mittig in einem größeren Betonrundbehälter 

platziert ist. So entsteht ein Ringbehältnis um das 

Absetzbecken herum. Zwei Betonwände, die zwischen 

Außenwand und Absetzbecken eingebaut worden sind, 

trennen den Ring in zwei Hälften. 

FOTO: BIATEX GMBH 

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58




Belebungs- und Anamoxbecken 

„Die eine Ringhälfte dient als sogenanntes Belebungsbecken, 

die andere Ringhälfte wird als Anamoxbecken 

bezeichnet. Das Belebungsbecken wird aus dem Absetzbecken 

gespeist. Im Belebungsbecken wird von 

unten intensiv Luft eingeblasen, die von einem Kompressor 

bereitgestellt wird. Auch das Anamoxbecken 

wird belüftet, jedoch deutlich weniger intensiv als das 

Belebungsbecken. Das Belebungsbecken ist die erste 

Stickstoffreduktionsstufe. Durch das Lufteinblasen 

entsteht Schaum auf dem Flüssigkeitsspiegel. Um 

dem vorzubeugen, schwimmen Kunststoffkörper auf 

der Oberfläche“, beschreibt Sziwek diesen Prozessschritt. 

Immer wenn das Belebungsbecken mit Fugat gespeist 

wird, strömt über einen freien Überlauf Flüssigkeit in 

das Anamoxbecken. Das hat seinen Namen von den 

sogenannten Anamoxbakterien, die dort in der Inbetriebnahmephase 

eindosiert werden. Diese Bakterien 

ernähren sich von Stickstoff und bauen ihn somit ab. 

Die Bakterien werden von Biatex bei der Inbetriebnahme 

einmalig eingeimpft. Es werden bewusst keine 

Chemikalien oder Polymere eingesetzt, um keine 

schwer abbaubaren Stoffe in den Düngekreislauf einzubringen. 

Da diese Anamoxbakterien sehr langsam wachsen, 

sind sie im Markt nur begrenzt verfügbar. Im Gesamtverfahren 

wird der Stoffwechselprozess der Deammonifikation 

genutzt. Dabei wird Ammonium mit Nitrit 

direkt zu molekularem Stickstoff umgesetzt – also zu 

N 2 

. Gleichzeitig erfolgt ein Abbau von Kohlenstoff. 

Das Ammonium darf also in der vierstufigen Reaktionsfolge 

nicht zu Nitrat reduziert werden. Mit dem 

Biatex-Green-Verfahren lässt sich der Ammoniumgehalt 

des unbehandelten Gärdüngers um über 90 Prozent 

reduzieren. 

Gärdünger in der 6 Kubikmeter fassenden Vorgrube, 

aus der die Separatoren gespeist werden. 

Bogensieb hält Anamoxbakterien zurück 

„Die Anamoxbakterien sind sehr klein. Sie würden über 

den Ablauf des Anamoxbeckens entweichen. Um das 

zu verhindern, ist ein patentiertes Bogensieb verbaut 

worden. Hierdurch müssen die Anamoxmikroorganismen 

nicht mehr nachgeimpft werden. Damit sind wir 

in der Lage, die Bakterien zurückzuhalten. Das Sieb 

selektiert die Bakterien vom Feinschlammanteil ab“, 

erklärt Sziwek. 

Die Verweilzeit des Gärdüngers in der Behandlungsanlage 

beträgt je nach Ausgangsmaterial zwischen 

8 und 16 Tage. In beiden Becken hat der zu behandelnde 

Gärdünger eine Temperatur von etwa 30 Grad 

Celsius. Nach einer anfänglichen Aufheizphase kommt 

es im Prozess zu einer exothermen Reaktion, sodass 

im Normalbetrieb keine externe Wärmezufuhr notwendig 

ist. Auf der Pilotanlage hat der unbehandelte 

Gärdünger einen pH-Wert von 8,3 bis 8,7. Im 

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Mit Wasser gefülltes 

Belebungsbecken 

(rechts) mit auf dem 

Boden montierten 

Belüftungsdüsen. 

Das wollten wir in Lamstedt aber nicht, weil dann für 

die Schlammabtrennung Polymere eingesetzt werden 

müssen. Wir wollen auch kein klares Wasser produzieren, 

das wir in Gräben oder Vorfluter einleiten könnten. 

Wir wollen vielmehr die Kulturpflanzen unter trockener 

werdenden Klimabedingungen mit Flüssigkeit versorgen. 

An Nährstoffen sind im Endprodukt im Wesentlichen 

Kalium und Magnesium sowie etwas mineralischer 

Stickstoff enthalten“, informiert Sziwek. 

Messwerte bezogen auf die Pilotanlage in Lamstedt 

Zulauf 

vor Separation 

Ablauf 

nach Biatex Green 

von bis von bis 

TS-Gehalt 9,5 13 1,6 5 

ph-Wert 8,2 8,7 7,4 7,7 

Gesamt-N kg/t 9 10,5 0,8 2,1 

NH 4 

-N kg/t 4,8 6,1 0,28 1,2 

Gesamt-P kg/t 8,5 9,8 0,08 1,7 

Biokohle aus Feststoffen gewinnen 

Demnächst soll an dem Standort noch eine HTC-Anlage 

errichtet werden. Dann wird mittels Hydrothermaler 

Carbonisierung sogenannte Biokohle aus den 

abgetrennten Feststoffen produziert. Die Diversifizierung 

der Einnahmen einer Biogasanlage sei wichtig 

für deren heutigen und künftigen Erfolg. Nur Strom zu 

produzieren sei insbesondere unter den neuen EEG- 

Bedingungen künftig kaum mehr möglich. 

Die Biogasanlage vor Ort nahm 2011 ihren Betrieb 

auf. Sie besteht aus einem Fermenter (1.470 m³), einem 

Nachgärer (1.470 m³) und einem Gärdüngerlager 

(4.394 m³). Ein Blockheizkraftwerk (BHKW) mit 400 

Kilowatt elektrischer Leistung verwertet das Biogas. 

Der Motor ist nicht flexibilisiert und läuft sozusagen im 

24/7-Betrieb. Mit einem Teil der BHKW-Abwärme wird 

ein in der Nähe befindlicher Hühnerstall versorgt. Dort 

werden medizinische Eier produziert für die Medikamentenherstellung. 

Vergoren werden in der Biogasanlage Silomais, Hühnertrockenkot 

und Rindergülle. Die Verweilzeit beträgt 

in Fermenter und Nachgärer 120 Tage, die Gärtemperatur 

liegt bei 39 bis 40 Grad Celsius. Laut Sziwek ist 

die Rinderhaltung in der Region stark verbreitet. Somit 

sei ein großes Potenzial zur Biogasproduktion vorhanden. 

Er wolle künftig auch den Anteil an Rindergülle/- 

mist erhöhen und den teuren Silomaisanteil senken. 

Die Rindergülle werde aus der Region geliefert. Eventuell 

steigt er demnächst ganz aus der Biogasverstromung 

aus und produziert Biomethan für den Kraftstoffmarkt. 

Eins steht aber jetzt schon fest: Ein Nährstoffüberschuss-Problem 

hat er nicht mehr. 

Hinweis: Eine Besichtigung der Anlage ist 

nach Terminvereinbarung unter der 

Mobil-Nr. 01 51/59 46 14 56 möglich. 

fertig behandelten Gärdünger liegt der pH-Wert bei zirka 

7,5. Sziwek geht es mit diesem Verfahren darum, 

die Nährstoffüberschussprobleme zu lösen und einen 

transportwürdigen flüssigen Wirtschaftsdünger zu produzieren, 

ohne Chemikalien einzusetzen. „Möglich ist 

die Nachschaltung einer Nachreinigung mit Ultrafiltration, 

um die Salzfracht im Gärrest weiter zu reduzieren. 

Autor 




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FOTO: BIATEX GMBH 

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Technologie- 

Kaskade zerlegt 

Wirtschaftsdünger 

Die kluge Verknüpfung verschiedener Technologien 

miteinander lässt neue Düngerprodukte und Wertstoffe 

entstehen. Eine kreislauforientierte Lösungskaskade 

für landwirtschaftliche Betriebe und Biogasanlagen 

in Regionen mit Nährstoffüberschüssen aus 

anfallenden Wirtschaftsdüngern. 


Von links: André 

Schillingmann, die 

Geschäftsführer Dieter 

und Hartmut Schillingmann. 

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Es ist nun schon mittlerweile sieben Jahre her, 

dass ich die Firma REW Regenis - Regenerative 

Energie Wirtschaftssysteme GmbH 

in Quakenbrück (Niedersachsen) besucht 

habe. Damals wurde die Separations- und 

Trocknungstechnik sowohl in der Fertigung als auch 

im Praxisbetrieb angeschaut – siehe Bericht im Biogas 

Journal 6_2014, Seite 48 bis 51. Schon damals hatte 

das Unternehmen zahlreiche Ideen im Köcher. Nun war 

es mal wieder an der Zeit zu schauen, was es an neuen 

Entwicklungen gibt. 

Beim Grundprinzip der Separationstechnik hat sich 

einiges verändert. Die Pressschnecke zieht – im Gegensatz 

zu vielen anderen Modellen im Markt – den 

Gärdünger oder die Gülle durch den Separator, wodurch 

ein voll geschlossenes Verfahren mit einem vom 

Siebkorb getrennten, durchbruchsicheren Ringspaltstopfen 

ermöglicht wird. Dieser Stopfen wird nicht 

durch Verschleiß erzeugende und Energie zehrende 

Gegenklappen aufgebaut und gesichert, sondern ist 

von der Form und vom Aufbau als solcher durchbruchsicher. 

„Neu ist, dass die Welle vorne und hinten gelagert ist, 

wodurch immer Siebkorb und Welle voll zentriert sind. 

Dadurch reduzieren wir den Verschleiß und erhöhen 

außerdem die Betriebssicherheit der Separatoren“, 

erläuterte Geschäftsführer Dr.-Ing. Dieter Schillingmann. 

Regenis legt neuerdings das Gesamtsystem 

Welle, Siebkorb und Ringspaltstopfen kundenspezifisch 

so aus, dass der Düngerschlamm entweder mehr 

in den Feststoff (zum Beispiel mit dem Modell „GE 

Super“ als MaisEinsparer) oder gezielt in das Filtrat 

gelangt (GE Super dry zur Produktion von zum Beispiel 

Einstreu mit hohem Trockensubstanzgehalt). 

Stationäre und mobile Separatoren 

Von den Separatoren gibt es zwei Größen, die zu vier 

verschiedenen Typen mit unterschiedlichen Durchsatzmengen 

von 1 m³ bis 100 m³ pro Stunde aufgebaut 

werden können. Die Separatoren können an der 

Biogasanlage und/oder mobil zur Gülleseparation eingesetzt 

werden. Die Separatoren sind in der Lage – 

je nach Zielstellung, Aufbau und Inputmaterial –, 

Feststoffe mit bis zu 45 Prozent Trockensubstanz-(TS) 

gehalt zu produzieren. Allerdings: je höher der TS- 

Gehalt, desto geringer wird der Durchsatz pro Stunde. 

„Im Feststoff befindet sich vor allem der Nährstoff 

Phosphor, aber auch organischer Stickstoff ist in großen 

Mengen enthalten. „Die abseparierte Flüssigkeit, 

das Filtrat, kann im Falle der Separation – im Bereich 

der Tierproduktion ohne Biogasanlage – entsprechend 

düngertechnisch an die Hoftorbilanz angepasst werden. 

Dies ist zum Beispiel mit einfachen Verfahren wie 

Sedimentation, Fällung, Flotation, MAP-Gewinnung 

usw. möglich oder es kann in Synergie mit einer Biogasanlage 

und unserem ‚GT Trockner/Verdampfer‘ weiter 

aufbereitet werden“, erklärte Dieter Schillingmann 

weitere Optionen. 

Nur Gülleinhaltsstoffe vergären 

Die mobilen Separatoren heißen bei Regenis „Maiseinsparer“. 

Dieter Schillingmann erklärt die Idee dahinter: 

„Wir sind davon überzeugt, dass die Gülle – so wie 

sie im Stall anfällt – nicht vergoren werden sollte, da 

zum einen der Flüssigkeitsanteil zu hoch und der energiehaltige 

Feststoffanteil zu gering ist und zum anderen 

durch die Frischgülleseparation Emissionen reduziert 

werden können. Gerade im Winter muss man sich 

manchmal die Frage stellen, ob mehr Energie aus der 


62



Im 40-Fuß-Container: Hier an der einen Stirnseite befindet 

sich oben der Separator, der aus dem darunter stehenden 

runden Behälter mit Gärsubstrat versorgt wird. Die 

abgepresste feste Fraktion wird vom Separator an den 

dahinterliegenden Trockner übergeben. 

Blick auf den Verdampfungstrockner. Hier erkennt man die hochwertige Isolierung. 

50 % der „reingesteckten“ Rauchgaswärme kann zurückgewonnen werden. 

FOTOS: WERKBILDER 

Pyrolyseanlage: Sie befindet sich ebenfalls in einem 40-Fuß-Container. Vorne links befindet sich der 

Brenner, der zum Start der Anlage mit Biogas befeuert werden kann. In dem Container befindet sich 

auch ein Trocknermodul, das über dem Pyrolysereaktor angeordnet ist. 

Gülle herauskommt, als durch Transporte, 

Aufheizen, Pumpen und Rühren reingesteckt 

werden muss. Wir plädieren dafür, 

die Rinder- beziehungsweise Schweinegülle 

stallnah zu separieren und anschließend 

insbesondere den abgetrennten Feststoff 

möglichst frisch zu vergären“, betonte 

Schillingmann. Versuche hätten gezeigt, 

dass man aus 10.000 Tonnen frischer 

Rindergülle im Jahr etwa 2.000 Tonnen 

Feststoffe abseparieren kann. Damit lassen 

sich über 1.000 Tonnen Mais pro Jahr 

einsparen, daher der Name „Regenis ME“, 

wobei „ME“ für „MaisEinsparer“ steht. 

In der Technologiekette kann optional nach 

dem Separator die Trockner/Verdampfereinheit 

zur Hygienisierung der abgetrennten 

Feststoffe und zur Produktion von 

Flüssigdünger angeschlossen werden. 

Beide Prozessstufen, also Separation und 

Trocknung/Verdampfung, arbeiten „Hand 

in Hand“ und können in einem 40-Fuß- 

Container Platz finden. Das grundsätzliche 

Trocknungs-/Verdampfungskonzept mit 

dem rauchgasbeheizten Doppelmantelrohr 

hat sich nicht verändert. 

Neu bei dem GT-Trockner/Verdampfer sind 

aber die sogenannten FLEX-Tools. Das 

heißt, dass 

a. zwischen Separator und Trockner ein 

Zusatzaustragsförderer installiert werden 

kann, dass 

b. in den Verdampfungsraum des indirekt 

beheizten Trockners zusätzlich Filtrat 

eingedüst werden kann, dass 

c. statt Einwellentrockner optional auch 

ein Doppelwellentrockner/Verdampfer 

geliefert werden kann. So kann je nach 

Input und Verfügbarkeit von Wärme 

pro Containeranlage ein Durch- 

63



Pyrolyseanlage: Oben der Trockner und darunter der Pyrolysereaktor. Oben rechts über dem 

schrägen Kasten werden die heißen Dämpfe aus dem Trockner abgeführt. 

Pyrolyseanlage mit Feststoffeintrag ganz links im Bild. 

Pyrolyseanlage von der anderen Stirnseite des Containers 

betrachtet: Der Elektromotor treibt die Förderschnecke 

im Trockner an. Links im Bild als Nr. 1 gekennzeichnet 

verlässt der getrocknete Feststoff den Trockner. Darunter 

mit Nr. 2 markiert ist eine Schnecke verbaut, die den 

ausgetragenen Feststoff in den Pyrolysereaktor einträgt. 

Über den Kanal (Nr. 3) werden die heißen Dämpfe zum 

Auskondensieren abgeführt. 

satz von 5.000 bis zu 50.000 Tonnen pro Jahr an 

Gärrest verarbeitet werden. Hinter dem Separator 

können dann von 60 Kilogramm pro Stunde (kg/h) 

bis zu 600 kg/h separierter Feststoff mit einem 

TS-Gehalt von 15 bis 30 Prozent und hinter dem 

Trockner ein TS-Gehalt je nach Zielstellung von 30 

bis 90 Prozent erreicht werden. Um für den Kunden 

die richtige Anlage konzipieren zu können, wird von 

Regenis unter Einbindung der Biogasanlage jeweils 

eine Massen- und Düngerbilanz erstellt. 

Das Trockenprodukt kann – neben Düngerverwendung – 

auch dank eines Feuchtesensors zielgenau getrocknet 

werden, um es dann 

a. als Einstreu mit zum Beispiel 40 

bis 60 Prozent TS zu nutzen, 

b. als Eingangsprodukt für die Kompostierung oder 

als Torfersatzprodukt mit 50 bis 70 Prozent TS 

zu verwenden, 

c. mit 75 bis 90 Prozent TS zu Energiepellets und/ 

oder Energiebriketts zu verarbeiten oder 

d. als Faserersatzstoff für kompostierbare Blumentöpfe 

bzw. als Papierersatzstoff für Isolier- und 

Verpackungsprozesse usw. mit 80 bis 90 Prozent 

TS zu nutzen. 

Der eingetragene Feststoff verbleibt etwa eine Stunde 

bei 90 bis 100 Grad Celsius im Trockner, bis er am Ende 

mit rund 30 Grad Celsius im einfachen Feststoffgärrestlager 

ankommt. In der Austragschnecke kann die 

Temperatur des Trockengutes sowie die Feuchtigkeit 

online gemessen werden. Außerdem sind dort Sprüh- 

FOTOS: MARTIN BENSMANN (2), WERKBILD (1) 

64


düsen verbaut, über die Wasser eingesprüht 

werden kann, falls das Material zu trocken 

geworden ist. Die heißen BHKW-Abgase 

strömen mit bis zu 500 Grad Celsius – zur 

indirekten Beheizung über Strahlung und 

Kontakt – durch das Doppelmantelrohr. Neu 

ist ebenfalls, dass im selben Container zwei 

Trocknerrohreinheiten nebeneinander installiert 

und betrieben werden können, was 

den Durchsatz verdoppelt. 

Verdampfungstrockner erzeugt 

Feststoff- und Flüssigdünger 

80 Prozent des im Gärrest enthaltenen 

Ammoniumstickstoffs sind im Filtrat und 

etwa 20 Prozent sind im abgetrennten, 

zu trocknenden Feststoff enthalten, die 

beim Trocknen entgast werden. „Unter 

der Wäscher- und Kühlkolonne wird das 

sogenannte Ammoniumwasser in einer 

geschlossenen Wanne aufgefangen. Unten 

in der Wanne ist eine Förderschnecke 

verbaut. Die sich absetzenden Staub- 

Sedimente werden zusammen mit dem 

erzeugten Ammoniumwasser und dem im 

Separator separierten Filtrat als ammoniumreicher 

Dünger – ohne größere Faserstoffe 

– ins Düngerlager gepumpt. 

Dieser durch die Kombination des Separators 

mit dem Trockner/Verdampfer 

erzeugte Flüssigdünger ist ein hochwertiger, 

pH-Wert neutraler, wenig organischen 

Stickstoff, aber viel Ammoniumstickstoff 

enthaltender Flüssigdünger, der sich im 

Pflanzenbau gut verwenden lässt. „Der 

Flüssigdünger ist leicht pumpbar, geht 

schnell ohne große N-Verluste in den Boden 

an die Pflanzenwurzel heran, vermeidet 

Verätzungen auf den Pflanzenblättern und 

ist gerade zur Hauptwachstumszeit schnell 

pflanzenverfügbar“, erklärte M.Sc. André 

Schillingmann, der der Sohn von Dieter 

Schillingmann ist und seit drei Jahren im 

Unternehmen mitarbeitet. 

„Der Clou ist“, ergänzt Schillingmann-Junior, 

„dass so der relativ träge organische 

Stickstoff zusammen mit dem hohen Kohlenstoffanteil 

und rund der Hälfte des Phosphors 

überwiegend im Feststoff ist. Dieser 

hygienisierte Feststoff kann dann ideal als 

Humusbildner im Rahmen der Fruchtfolgen 

verwertet werden, während der im GT 

erzeugte Flüssigdünger mit den Hauptnährstoffen 

Ammonium-N, Phosphor und 

Kalium direkt im Pflanzenbestand verwertet 

wird und so zu bestem Wachstum führt.“ 


Mischen – Fördern – 

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Rechts im Bild ist die Desorptions-Verdampferkolonne zu sehen. Das Filtrat (flüssige Phase), das den 

Separator verlässt, wird in die Desorptions-Verdampferkolonne gepumpt. Der Desorptionsanlage werden 

zudem die heißen Rauchgasabgase aus dem Doppelmantelrohr des Trockners sowie die heißen Dämpfe 

aus dem zu trocknenden Feststoff zugeführt. Hier wird dann der Ammoniumstickstoff aus dem Filtrat 

und aus den zugeführten Gasen als Ammoniak ausgetrieben. Das Ammoniak strömt dann zur Adsorptionskolonne 

(links im Bild). 

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Adsorptionsanlage, in der das Ammoniak mit Schwefelsäure 

im Gegenstromverfahren ausgewaschen wird 

und als Ammonium-Sulfat-Lösung anfällt. Ein Regenis- 

Mitarbeiter bei der Vormontage der Anlage in der 

Werkhalle in Quakenbrück. Alle Komponenten werden 

immer in den Werkhallen zunächst einmal probeweise 

zusammengebaut. 

André Schillingmann zeigt an der einen 

Stirnseite der Desorptionsanlage die 

Umwälzpumpen (rot) für das Filtrat und 

die Verdrängerpumpe (blau) zum 

Abpumpen des ausgegasten Filtrats. 

Pyrolyse erweitert 

Wertschöpfungsoptionen 

Der sehr trockene und fast stickstofffreie 

Feststoff lässt sich zu weiteren Produkten, 

wie zum Beispiel Biokohle, veredeln. Regenis 

bietet dazu eine selbst entwickelte 

Pyrolyseanlage an. Schillingmann betonte, 

dass die Pyrolyse für den einwandfreien 

Betrieb einen nahezu stickstofffreien getrockneten 

Feststoff benötigt. Die Pyrolyseeinheit 

bringen die Entwickler ebenfalls 

in einem 40-Fuß-Container unter. Sie wird 

waagerecht auf dem Containerboden verschraubt. 

Über dem Pyrolysekessel wird 

der Standard GT-Trockner/Verdampfer 

waagerecht eingebaut. Der Feststoff wird 

von außen über einen Vorlagebunker in den 

Trockner gegeben. 

Am anderen Ende des Trockners verlässt 

der getrocknete Feststoff diesen über eine 

Austragschnecke. Sie ist verbunden 

mit einer Eintragsschnecke, 

die den trockenen Feststoff in 

den Pyrolysekessel fördert. Darin 

findet laut André Schillingmann 

die Verkohlung statt bei einer 

Temperatur von rund 400 Grad 

Celsius. Feststoff aus Gülle oder 

besser Gärdünger ist nach rund 20 

Minuten fertig verkohlt und kann 

am anderen Ende des Pyrolysereaktors 

ausgetragen werden, wobei 

die Mineraldüngerbestandteile 

nicht verbrannt oder verglast sind, 

sondern als pflanzenverfügbarer 

Feststoffdünger zusammen mit der 

Biokohle aus dem Reaktor herauskommen. 

Im Container befindet sich zur 

Beheizung des Pyrolyserohres ein 

speziell entwickelter Brenner, der 

in der Aufheizphase Rohbiogas 

verbrennt. „Wenn die Pyrolyse eine 

Temperatur von etwa 350 Grad 

Celsius erreicht hat, entstehen 

Pyrolysegase, die in der Dauerheizphase 

ausschließlich den Brenner versorgen und 

so die notwendige Prozessenergie bereitstellen“, 

skizziert André Schillingmann 

den Ablauf. 

Der Pyrolysekessel ist auch ein Doppelmantelrohr 

mit innen beheizbarer Prozessschnecke 

genauso wie der Trockner/Verdampfer, 

nur mit dem Unterschied, dass 

ein anderes Temperaturniveau gefahren 


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wird. Ein Drittel bis 50 Prozent der Input- 

Trockensubstanz kann nach der Pyrolyse 

als Biokohle abgeschöpft werden. Der andere 

Anteil ist in die Gasphase übergegangen 

und wird als Prozessenergie verwertet. 

Desorption und Ammoniak- 

Strippung 

Nun noch einmal zurück zum Separator 

und dem dort anfallenden Filtrat, also der 

abgetrennten flüssigen Phase. Für deren 

Weiterbehandlung hat das Regenisteam 

ein sogenanntes Düngerwerk entwickelt, 

das aus einer Desorptions- und Verdampferkolonne 

sowie einer Absorbtionskolonne 

besteht. Bei der Desorptions-Verdampferkolonne 

handelt es sich um einen hochwertigen, 

voll isolierten V4A-Edelstahltank, 

der in einem Tank-Containerrahmen verbaut 

ist. 

Diese Kolonne wird direkt neben dem 

Trocknungscontainer aufgestellt und hat 

ein Volumen von etwa 24 Kubikmeter. 

Das Filtrat verlässt den Separator in Richtung 

Desorptions-Verdampferkolonne. Die 

Kolonne ist immer zu rund einem Drittel 

mit Filtrat gefüllt. Das Filtrat wird aus 

dem Tank entnommen und über mehrere 

Düsen, die sich direkt über dem Tank befinden, 

in den Gasraum der Desorptions- 

Verdampferkolonne gesprüht. 

Der überhitzte Dampf, der im Trockner 

„umsonst“ anfällt, wird in dieser Variante 

nicht zur Ammoniakwassergewinnung 

partiell kondensiert, sondern wird synergetisch 

zur Desorbtion (Abtrennung des 

Ammoniums aus dem Filtrat zu Ammoniak 

in die Luft) des Filtrats genutzt. 

Auf der Stirnseite des Tank-Containergestells 

befinden sich zwei Umwälzpumpen 

(redundantes System) für das Filtrat 

und eine Schneckenverdrängerpumpe 

zum Abpumpen des ausgegasten Filtrats 

(Dünnwasser). Die durchschnittliche Verweildauer 

des Filtrats in der Desorbtions-/ 

Verdampferkolonne beträgt rund sechs 

Stunden. Der Prozess läuft kontinuierlich 

und vollautomatisch. 

Absorbtionskolonne erzeugt ASL 

Das stickstoffreiche, mit Feuchtigkeit 

gesättige Gas, das in der Desorptionsstufe 

anfällt, wird mittels Brüdenverdichter 

angesogen und in die Absorbtionskolonne 

gedrückt. Die zirka 10 Meter hohe Absorbtionskolonne 

ist einstufig konzipiert und 

wird von unten nach oben durchströmt. 

In der Absorbtionskolonne befinden sich 

Kunststofffüllkörper, über die von oben im 

Gegenstrom 78-prozentige Schwefelsäure 

verrieselt wird. Unten in der Waschkolonne 

fällt dann Ammoniumsulfat-Lösung (ASL) 

an, die in einem darunter befindlichen 

doppelwandigen Behälter zwischengespeichert 

wird. Der Behälter ist immer etwa zur 

Hälfte bis zwei Drittel des Volumens gefüllt. 

In regelmäßigen Abständen wird ein 

Teil der ASL beim Erreichen der eingestellten 

Konzentration abgepumpt, so dass sie 

zu Düngezwecken verwendet werden kann. 

Den Schornstein der Absorbtionskolonne 

verlassen am Schluss inerte Gase aus den 

BHKW und dem Trockner/Verdampfer zusammen 

als Träger für die Feuchtluft. 

Die dargestellte Technologie-Kaskade 

zeigt, dass lokale Kreislaufwirtschaft möglich 

ist, die sich auch mit Kläranlagen 

sowie Kompostierungsanlagen hervorragend 

kombinieren ließe. Aus organischen 

Reststoffen wie Wirtschaftsdüngern, Klärschlamm, 

Gärrest oder Bioabfällen können 

Energie und Nährstoffe gezielt und effizient 

gewonnen und kann der Dünger dem 

Pflanzenbau zurückgegeben werden. 

Auf die sehr energieintensiv hergestellten 

Mineraldünger könnte bei konsequenter 

Ausführung – insbesondere auch seitens 

der Kläranlagen – in Landwirtschaft und 

Gartenbau zunehmend mehr und mehr verzichtet 

werden. Lokale Energiewende mit 

Kombikraftwerken der Erneuerbaren-Energieerzeugungsarten 

– wobei Biogasanlagen 

eine besondere Bedeutung zukommt – 

können so zum Grundstein der agrarischen 

und gartenbaulichen Nährstoffwende werden. 

Autor 




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„Dampfveredelung“ 

des Gärrests 

Die dreistufige Gärrest- 

Verdampfungsanlage 

auf dem Hof von 

Michael Pellmeyer – im 

Vordergrund ein IBC- 

Container mit Rapsöl –, 

das zur Unterdrückung 

der Schaumbildung 

des Gärrests eingesetzt 

wird. 

Zur Behandlung des Gärrests seiner Abfall-Biogasanlage hat Michael Pellmeyer in eine 

Vakuumverdampfungs-Anlage investiert. Damit lässt sich die zu lagernde und auszubringende 

Dungmenge drastisch reduzieren und stattdessen ein handelbarer Mineraldünger 

gewinnen. 


Ich rufe die Bürger auf, in die Biergärten zu gehen.“ 

Michael Pellmeyers scherzhaft klingender Appell 

von Anfang Mai hat einen ernsten Hintergrund: 

„Wegen der Coronamaßnahmen läuft die Biogasanlage 

zurzeit nur mit einer Auslastung von 30 

Prozent.“ Gefüttert wird die Anlage nämlich nicht nur 

mit Gülle, Mist und Futterabraum aus der Milchviehhaltung 

am Hof, sondern auch mit Speiseresten aus 

der Gastronomie, Fettabscheiderinhalten und Milchschlämmen. 

Pellmeyers Vater Josef, Biogaspionier und lange Jahre 

Präsident des Fachverbandes Biogas e.V., hat die Abfallanlage 

im Jahr 1996 gebaut. Mittlerweile sind vier 

Blockheizkraftwerke (BHKW) mit einer installierten 

elektrischen Leistung von insgesamt 1.140 Kilowatt 

(kW el 

) angeschlossen. 

Die Pellmeyers sind auf dem Eggertshof daheim; einem 

600 Jahre alten Anwesen, das 3 Kilometer von 

der Dom- und Universitätsstadt Freising in Oberbayern 

entfernt liegt. 2018 hat Michael den Landwirtschaftsund 

Biogasbetrieb übernommen und im gleichen Jahr 

ist die Gärdüngerveredelungs-Anlage gebaut worden. 

Genau auf diese Anlage wirkt sich der schwache Teillastbetrieb 

der Biogasanlage aus, denn es fehlt der nötige 

Wärme-Input. Doch zum Glück hat Pellmeyer eine 

zweite Biogasanlage, die er etwa 400 Meter entfernt 

betreibt. In dieser Anlage setzt er nachwachsende Rohstoffe 

ein und erzeugt Biomethan. Von dort bekommt 

die Gärrestveredelung die nötige Wärme. 

„Lagervolumen einzusparen war für mich die Hauptmotivation, 

die Gärrestverdampfungs-Anlage zu bauen“, 

sagt Michael Pellmeyer. Das sollte gelingen durch eine 

Aufkonzentration und Vermarktung der Nährstoffe, vor 

allem des ASL-Düngers (Ammoniumsulfatlösung). Der 

34-Jährige prognostiziert mittelfristig einen Verkaufspreis 

von 40 Euro pro Tonne ASL. 

„Das Geschäft läuft erst langsam an“, räumt er allerdings 

ein. Vor kurzem habe er einen ganzen Lastzug 

an einen Großhändler verkaufen können. „Die ASL aus 

dem Gärrest-Verdampfungsprozess enthält 7 Prozent 

Ammonium-Stickstoff und 7 Prozent Schwefel. Sie 

ist ein klassisches Substitut für Mineraldünger. Wich- 

FOTOS: CHRISTIAN DANY 

68



„Lagervolumen einzusparen 

war für mich die Hauptmotivation, 

die Gärrestverdampfungs-Anlage 

zu bauen“ 

Michael Pellmeyer 

Der schwarze Tank bevorratet die im Prozess eingesetzte 

Schwefelsäure. 

Vom Industrie- zum 

Gärrestverdampfer 

Die MKR Metzger GmbH ist ein zwar relativ kleines, 

aber international tätiges Unternehmen, das auf 

die Trennung von Flüssigkeiten spezialisiert ist 

und vor allem Industrieverdampfer fertigt. MKR 

steht für „Metzger Kühlschmierstoff-Recycling“. 

In dieser Technik hat das 1990 von Anderl Metzger 

gegründete Unternehmen seinen Ursprung. Heute 

führt Anderls Sohn Thomas Metzger zusammen 

mit dem langjährigen Technischen Leiter Ralf 

Xalter die Geschäfte der Firma, die in Monheim im 

Kreis Donau-Ries rund 50 Mitarbeiter beschäftigt. 

Im Jahr 2009 begann die Entwicklung von Gärrestverdampfern. 

Mittlerweile ist eine Biogas-Sparte 

aufgebaut worden mit eigenem Personal in den 

Bereichen Service, Projektierung, Konstruktion 

und Vertrieb. Das erste einstufige Verfahren wurde 

2013 auf den Markt gebracht. Seit 2016 werden 

mehrstufige Gärrestverdampfungs-Verfahren 

angeboten. Inzwischen stellt MKR Metzger bis zu 

vierstufige Verfahren in zwei Größenstufen her. 

Zuletzt hat die Firma ein Verfahren zur Verdampfung 

von Schweinegülle entwickelt: Bei diesem 

wird ein elektrisch betriebener Verdampfer eingesetzt. 

Hier gibt das Unternehmen eine mögliche 

Reduktion der Schweinegülle von 90 Prozent an. 

www.mkr-cleanwater.de 

tig ist für mich, dass Schwefel dabei ist. 

Das spielt eine immer größere Rolle“, beschreibt 

er die wichtigsten Vermarktungs- 

Parameter. 

Michael Köhnlechner vom Anlagenhersteller 

MKR Metzger GmbH aus Bayerisch- 

Schwaben (siehe Kasten) erläutert die 

Technologie der dreistufigen Vakuumverdampfungsanlage 

auf Pellmeyers Hof. Sie 

arbeite mit einem Wärme-Input von 500 

bis 600 kW. „Für die Verdampfung wird 

die separierte Flüssigphase des Gärrests 

eingesetzt“, erklärt der Biotechnologe 

den Verfahrensablauf, „die Partikelgröße 

muss unter 0,25 Millimeter sein. Deshalb 

verwenden wir eine Pressschnecke mit 

nachgeschaltetem Mikroseparator.“ Die 

Wärme vom BHKW werde der ersten Stufe 

zugeführt, der Flüssig-Gärrest und die 

Schwefelsäure jeder der drei Stufen direkt. 

Jede Stufe bestehe aus Verdampfer, Brüdenwäscher 

und Kondensator. 

Niedrige Verdampfungstemperatur 

dank Unterdruck 

„Im Verdampfer wird ein Unterdruck von 

150 bis 250 Millibar erzeugt. Dadurch 

kocht das Wasser bei 50 bis 60 Grad Celsius“, 

erklärt Köhnlechner die Funktionsweise, 

„Gase werden aus der Flüssigphase 

ausgetrieben und es entsteht ein Dampf- 

Gas-Gemisch. Weil wir auf diesem Temperaturniveau 

arbeiten, kann die BHKW-Abwärme 

genutzt werden. Der Verdampfer passt 

sich automatisch der verfügbaren Wärme 

an und arbeitet von 65 Grad Celsius bis zur 

Volllast bei 85 Grad Celsius hoch flexibel.“ 

Dann zeigt er auf die etwas schmaleren 

Kunststoffzylinder: „Das sind die Brüdenwäscher. 

Hier wird der Stickstoff vom 

Wasserdampf abgeschieden.“ Durch die 

Reaktion mit Schwefelsäure werde das 

Ammoniakgas in gelöstes Ammoniumsulfat 

umgewandelt. Über den Kondensator 

beheize der Wasserdampf dann die nächste 

Verdampferstufe. Im Kondensator werde 

jeweils das aus dem Dampf entstehende 

Destillat abgeschieden. 

69 

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Zur Verdampfungsanlage gehört der 

Schaltschrank mit Steuerungsdisplay. 

Edelstahltanks zur Lagerung des 

ASL-Düngers. 

„Von Stufe zu Stufe ergibt sich ein leichter Temperaturverlust, 

was zu weniger Vakuum und weniger Verdampfungsleistung 

führt“, erklärt der Vertriebsmitarbeiter. 

Je Stufe befände sich nur etwa 1 Kubikmeter Gärrest 

im System, das dadurch beweglicher sei. „Durch einen 

verfahrenstechnischen Kniff und ohne Chemie schafft 

die Anlage eine pH-Wert-Anhebung“, lächelt Köhnlechner. 

Näheres lässt er sich nicht entlocken. Mit einem 

pH-Wert zwischen 5,5 und 6,5 sei die ASL somit pflanzenverträglich 

und könne direkt ausgebracht werden. 

Spezielle Kunststoffe statt Edelstahl 

Die Jahre der Entwicklung hätten auch für das Unternehmen 

aus der Industrie-Verfahrenstechnik eine 

Lernkurve bedeutet: „Deshalb verwenden wir heute für 

alle Komponenten, die mit ASL und Schwefelsäure in 

Berührung kommen, spezielle Kunststoffe. Die sind beständiger 

als Edelstahl und 100 Prozent korrosionsfrei. 

Außerdem legen wir Wert auf eine übersichtliche Verrohrung 

und gute Zugänglichkeit. Deswegen bieten wir 

keine Containerlösungen an“, schildert Köhnlechner 

die wichtigsten Vorteile der MKR-Technik. 

Die Anlagen seien so aufgebaut, dass Schwefelsäure 

und Gärrest nicht vermischt werden könnten: „Dadurch 

vermeiden wir Schäden am Beton von Lagerbehältern 

durch angesäuerten Gärrest. Darüber hinaus setzen wir 

zur Reinigung keine Bürstensysteme im Gärrest ein, 

wodurch wir einen deutlich geringeren Wartungsaufwand 

haben.“ Köhnlechner: „Alles, was sich bewegt, 

kann kaputtgehen. Stattdessen werden regelmäßig 

automatische Spülungen durchgeführt: Nacheinander 

saure und alkalische Spülungen entfernen selbst feinste 

organische und mineralische Ablagerungen, die mit 

Bürsten nicht erfasst werden würden.“ 

Die Effizienz der Anlage werde als Destillatleistung 

gemessen: „Dank mehrstufigem System und gutem 

Wärmeübergang durch die zweite Fest/Flüssig-Separationsstufe 

erreichen wir Spitzenwerte bei der Energieeffizienz“, 

versichert Köhnlechner. Mit einer Kilowattstunde 

Wärme erzeuge die dreistufige Anlage 3,5 Liter 

Wasser. Die vierstufige Anlage schaffe bis zu 4,3 Liter. 

Schließlich bilanziert er die Stoffströme: „Die Anlage 

auf Pellmeyers Betrieb ist auf eine Jahresmenge von 

20.000 bis 30.000 Kubikmeter Flüssig-Gärrest ausgelegt. 

Aus dem Verdampfungsprozess entstehen 3 Prozent 

ASL, rund 57 Prozent als Destillat abgeschiedenes 

Wasser und etwa 40 Prozent Konzentrat. Die genauen 

Anteile sind vom Stickstoff- und Trockensubstanz-Gehalt 

im Gärrest abhängig.“ „Das Wasser wird zum Teil 

durch einen Verdunstungskühler verdampft. Bei dem 

dreistufigen Aufbau schafft es der Verdunstungskühler, 

mit der Restwärme aus dem Verdampfungsprozess 

rund ein Drittel des Wassers zu verdampfen“, erläutert 

Köhnlechner. Einstufige Anlagen könnten zwar theore- 

70



tisch das gesamte Wasser verdampfen, seien aber mit 

einer Destillatleistung von nur rund 1,5 Liter pro Kilowattstunde 

(l/kWh th 

) bei weitem nicht so effizient. Der 

Rest des Wassers stehe für andere Verwendungen zur 

Verfügung, wie Beregnung oder Reinigung, und könne 

unter günstigen Bedingungen auch für die Einleitung 

in Vorfluter oder kommunale Abwasserkanalisationen 

geeignet sein. „Bei der Einleitung in Oberflächengewässer 

verlangen die Behörden in der Regel eine Sicherheitsstufe 

durch eine biologische Nachklärung“, 

so Köhnlechner, „soll in die Kanalisation eingeleitet 

werden, geht es hauptsächlich um die Abstimmung 

des Volumenstroms mit der Kapazität der angeschlossenen 

Kläranlage.“ Das Konzentrat, also der „eingedickte“ 

Gärrest mit Trockensubstanz-Gehalten von 

meist zwischen 4 und 8 Prozent, werde ins Gärrestlager 

gepumpt. Für die Lagerung und Ausbringung des 

Gärrestes sei also eine Mengenreduktion von rund 60 

Prozent zu erreichen. 

Für eine dreistufige Verdampfungsanlage in der Größe 

von der auf Pellmeyers Betrieb müsse Köhnlechner 

zufolge eine Investition von rund 800.000 Euro veranschlagt 

werden. Hinzu käme die Peripherie: Fest/Flüssig-Separation, 

ein 15 Kubikmeter großer Lagertank für 

die Schwefelsäure, fünf ASL-Tanks á 55 Kubikmeter, 

der Verdunstungskühler und das Betriebsgebäude. Da 

in manchen Fällen der Gärrest zum Schäumen neige, 

werde Rapsöl eingesetzt, was bei den Betriebskosten 

einzukalkulieren sei. 

„Die Wirtschaftlichkeit einer Gärrest-Verdampfungsanlage 

hängt von der Nährstoffproblematik und den 

Ausbringkosten ab. Beim Verdampfungsprozess ist 

mit Aufbereitungskosten von 10 bis 15 Euro pro Kubikmeter 

reduzierter Menge zu rechnen“, umreißt er 

die entscheidenden Parameter, „deshalb ist bei Abfallanlagen 

ohne eigene Ausbringflächen, die ein Gärrest- 

Verbringungskonzept brauchen, sehr oft die Rentabilität 

gegeben.“ 

Links: Michael 

Pellmeyer sagt, dass 

der ASL-Verkauf erst 

langsam anläuft. 

Rechts: Michael 

Köhnlechner: „Im 

Verdampfer wird ein 

Unterdruck von 150 bis 

250 Millibar erzeugt. 

Dadurch kocht das 

Wasser bei 50 bis 60 

Grad Celsius.“ 

Unscheinbar, aber nicht unwichtig: der Verdunstungskühler im 

Hintergrund; im Vordergrund ein Container mit einem Biofilter für 

die Abluftvakuumstation und die Hallenentlüftung. 

Autor 

Christian Dany 


Gablonzer Str. 21 · 86807 Buchloe 

0 82 41/911 403 

01 60/97 900 831 

christian.dany@web.de 

71

PRAXIS 


Aufbereitung von Gärresten und 

KWK-Bonusfähigkeit 

Biogasanlagen, die sich im EEG 2009 befinden, können beim Betrieb einer Aufbereitungsanlage zur 

Düngemittelherstellung den Kraft-Wärme-Kopplungs-Bonus (KWK-Bonus) erhalten. Lesen Sie, welche 

Voraussetzungen erfüllt sein müssen. 

Von Dipl.-Ing. Univ. Arnold Multerer 

Die verschärfte Düngeverordnung 

und der wachsende Kostendruck 

im Bereich der Biogaserzeugung 

steigern zunehmend 

die Anforderungen an die Ausbringung 

von Gärresten/Gärprodukten. 

Das Aufbereiten von Gärprodukten bietet 

Biogasanlagenbetreibern eine Möglichkeit, 

Transportkosten zu reduzieren und trägt 

zur Entschärfung regionaler Nährstoffüberschüsse 

bei. Durch die damit einhergehende 

Aufkonzentration von Nährstoffen 

können transportwürdigere Düngemittel 

hergestellt werden als die in der landwirtschaftlichen 

Tierhaltung anfallenden organischen 

Reststoffe wie Gülle und Mist. 

Eine überregionale landwirtschaftliche 

Nährstoffverlagerung in Deutschland mit 

allen Vor- und Nachteilen wird durch entsprechende 

Aufbereitungsanlagen von 

Gärprodukten praktikabler. Viele Biogasanlagenbetreiber 

versprechen sich hiervon 

eine Steigerung der Erlössituation und eine 

damit einhergehende Zukunftsfähigkeit 

ihrer Anlage nach Ablauf des 20-jährigen 

Vergütungszeitraumes des EEG. Mit der 

Nutzung noch ungenutzter Prozesswärme 

der an Biogasanlagen vorhandenen Blockheizkraftwerke 

(BHKW) kann im Geltungsbereich 

des EEG 2009 unter bestimmten 

Voraussetzungen eine erhöhte Vergütung 

für den erzeugten elektrischen Strom beansprucht 

werden. Hierzu kann der KWK- 

Bonus für „die Nutzung als Prozesswärme 

zur Aufbereitung von Gärresten zum Zweck 

der Düngemittelherstellung“ [§ 27 (4) Nr. 3 

in Verbindung mit Anlage 3 der Positivliste 

III Nr. 7. EEG 2009] beantragt werden. 

Anspruchsvoraussetzungen bei 

der Düngemittelherstellung 

Für die Begründung des Anspruchs muss 

grundsätzlich ein BHKW in Betrieb sein, 

das gleichzeitig Strom und Prozesswärme 

aus regenerativen Energieträgern erzeugt. 

Als Nachweis für die Produktion des KWK- 

Stromes nach den anerkannten Regeln der 

Technik sollen dem Umweltgutachter geeignete 

Unterlagen des BHKW-Herstellers 

zur Verfügung gestellt werden. In der Regel 

ist ein Datenblatt über ein serienmäßig 

hergestelltes BHKW zu den wesentlichen 

Daten wie thermischer und elektrischer 

Leistung sowie ausgewiesener Stromkennzahl 

ausreichend. Falls dieses Datenblatt 

nicht vorhanden ist, kann alternativ die Ermittlung 

der Daten über die Anforderungen 

des von der Arbeitsgemeinschaft für Wärme 

und Heizkraftwirtschaft (AGFW) herausgegebenen 

Arbeitsblattes FW 308 erfolgen 

(Anlage 3 II) 1. EEG 2009). 

Die Prozesswärme, die zum Zweck der Düngemittelherstellung 

genutzt wird, kann sowohl 

über den Wärmetauscher des BHKW 

als auch über die Abgaswärme erzeugt 

werden. Grundsätzlich ist die im Aufbereitungsprozess 

verwendete Wärmemenge 

messtechnisch zu erfassen. Dies wird in 

der Regel über einen geeichten Wärmemengenzähler 

(WMZ) gewährleistet. Der 

Anspruch auf den KWK-Bonus muss mindestens 

einmal jährlich durch einen Umweltgutachter 

mit einer Zulassung für den 

Bereich Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren 

Energien bestätigt werden. Dazu 

sollen dem Umweltgutachter einschlägige 

Aufzeichnungen und Dokumente zur Verfügung 

gestellt werden. 

Bei einem Vor-Ort-Termin nimmt er die 

Anlage in Augenschein und prüft die Voraussetzungen 

der KWK-Bonusfähigkeit bei 

einem gemeinsamen Rundgang mit dem 

Anlagenbetreiber. Da der Gesetzgeber keine 

Konkretisierung des Sachverhaltes der 

 

 

FOTOS: ARNOLD MULTERER 

72


PRAXIS 

 

Düngemittelherstellung im EEG und einschlägigen 

Gesetzestexten vornimmt, werden 

im Folgenden die fünf Spezifizierungen 

aus der Leitlinie des Umweltgutachterausschusses 

(Aufgabenleitlinie EEG, Stand 

2013) erläutert, die der Betreiber beachten 

sollte. 

1. Darstellung der Technik des Gärresttrockners: 

Die technische Weiterentwicklung 

der Trocknungsanlagen in den vergangenen 

zehn Jahren und Professionalisierung 

des Marktes stellt in der Regel sicher, dass 

ausreichende technische Unterlagen des 

Herstellers (zum Beispiel Datenblätter, Anlagenfließbild, 

R+I-Schema) vorliegen. Ergänzend 

nimmt der Umweltgutachter mit 

dem Betreiber auch entsprechende Auslesungen 

aus der Systemsteuerung (siehe 

Bild 1) beim Vor-Ort-Termin vor. 

2. Darlegung der Trocknungseffizienz: Die 

Leitlinie des Umweltgutachterausschusses 

gibt einen Richtwert mit 1,5 Kilowattstunden 

thermischer Energie 

pro Kilogramm (kWh th 

./kg) 

verdampften Wassers an. 

Zur vollständigen Dokumentation 

sollte der Anlagenbetreiber 

ein Trocknungsbuch 

führen. Hierzu sollen Trockensubstanz-(TS)-Bestimmungen 

durchgeführt und 

die Menge des Input- und 

Outputmaterials sowie die 

verbrauchte Wärmemenge 

pro Charge erfasst werden. 

Diese Angaben werden 

durch den Umweltgutachter 

überprüft und rechnerisch 

plausibilisiert. Insbesondere 

neu in Betrieb genommene 

Aufbereitungsanlagen 

verfügen bereits über dazugehörige Sensorik 

(siehe Bild 2), um dauerhaft den Wassergehalt 

des Materials zu bestimmen. 

3. Einhaltung der Anforderungen der Düngemittelverordnung: 

Hierbei ist insbesondere 

auf die sachgerechte Lagerung zur 

Vermeidung von stofflichen Veränderungen 

des hergestellten Düngemittels und auf 

mögliche Umweltschäden zu verweisen. 

Das Bild 3 zeigt ein Positivbeispiel für angepasste 

Lagerung des Düngemittels. Witterungsschutz 

und angemessene Bodenbeschichtung 

verhindern eine Auswaschung 

von Nährstoffen in das Grundwasser. 

Seit einigen Jahren werden immer häufiger 

Eindampfungsanlagen, die nach dem 

Vakuumprinzip funktionieren, am Markt 

angeboten. Bei dieser Aufbereitungstechnik 

wird in der Regel Flüssigdünger als 

Ammoniumsulfat-Lösung (ASL) extrahiert. 

Laut Düngemittelverordnung, Anlage 1, 

1.1, müssen „Düngemittel (...) sich in einem 

festen Aggregatzustand befinden, es 

sei denn, die Typenbeschreibung lässt einen 

anderen Aggregatzustand zu.“ Die Anwendung 

von Flüssigdünger ist sowohl in 

der Landwirtschaft als auch im Garten- und 

Landschaftsbau gängige Praxis. Hierüber 

sollte sich der Betreiber eine entsprechende 

Bestätigung der Herstellerfirma bezüglich 

des hergestellten Düngemittels aushändigen 

lassen. 

4. Nachweis der Qualitätssicherung: Der 

hergestellte Dünger soll durch einen Träger 

regelmäßiger Güteüberwachung im Sinne 

der Bioabfallverordnung (zum Beispiel 

Bundesgütegemeinschaft Kompost e.V.) 

qualifiziert werden. Das Bild 4 zeigt zwei 

hergestellte Düngemittel: gepresste Düngemittelpellets 

(links) und getrocknetes 

loses Düngemittel (rechts). 

5. Detaillierte Darstellung der Vertriebswege 

zur Vermarktung des Düngemittels: 

Dabei ist zu beachten, dass das hergestellte 

Düngemittel keiner anderweitigen Nutzung, 

wie zum Beispiel als Einstreu oder 

der thermischen Verwertung, zugeführt 

werden darf. Wird der hergestellte Dünger 

im Wesentlichen an Landwirte oder Biomasse-Lieferanten 

abgegeben, können die 

Vertriebswege zum Beispiel über Rechnungen 

oder Aufzeichnungen nach § 3 der Verordnung 

über das Inverkehrbringen und Befördern 

von Wirtschaftsdünger (WDüngV) 

nachgewiesen werden. Eine Nutzung des 

Düngemittels in „der zugehörigen Landwirtschaft“ 

widerspricht dem Sachverhalt 

grundsätzlich nicht. 

Eine „Aufbereitung von Gärresten zum 

Zwecke der Düngemittelherstellung“ impliziert, 

dass es sich um ein sepa- 

 

73

KWK-Bonus: Positivliste III 

PRAXIS 


KWK-Bonus: ✓ Wärmeeinspeisung Positivliste in IIIein Netz 

Prozessschema der Wärmenutzung aus der Biogasanlage im Wärmenetz 


✓ Wärmeeinspeisung in ein Netz 


➡ 

Dipl.-Ing. (FH) Thorsten Grantner (Umweltgutachter DE-V-0284) 

OmniCert GmbH - Kreuzstr. 5, 93077 Bad Abbach 

www.omnicert.de / Tel 09405 956-224 




rates Aufbereitungsverfahren handelt und 

dies außerhalb der Anlage stattfindet, da 

im Biogaskreislauf das Material als Gärprodukt 

www.omnicert.de vorliegt. / Tel 09405 956-224 Beim flüssigen beziehungs- 



weise festen Gärprodukt, das üblicherweise 

durch Separation entsteht, handelt es 

sich bereits um Material, das zur Düngung 

ohne weitere Aufbereitung eingesetzt werden 

kann und in der gängigen Praxis auch 

✓ 

✓ 

Netz > 400 m 


✓ Verluste < 25 % 


➡ 




➡ 

➡ 

✓ 

Netz > 400 m 


Netz > 400 m 


✓ Netz > 400 m 

abgegebene Nutzwärme voll anrechenbar auf den Stromanteil 




ERT eV 

abgegebene Nutzwärme voll anrechenbar auf den Stromanteil Quelle: OmniCert Umweltgutachter GmbH 

ERT eV 

wird. Um dem Zweck der Düngemittelherstellung 

zu entsprechen, soll der ERT durch eV die 

Aufbereitung erzeugte Dünger nicht in den 

Biogasanlagenkreislauf zurückgespeist, 

ERT eV 

sondern separat gelagert werden. Ansonsten 

handelt es sich um eine Rückführung in 

den Biogasanlagenprozess (Eindickung der 

Anlage) und entspricht nicht dem eigentlichen 

Zweck der Düngemittelherstellung. 

Gärresttrocknung im Wärmenetz 

Wird der Gärresttrockner in einem Wärmenetz 

betrieben, ist die Anspruchsvoraussetzung 

nach § 27 (4) Nr. 3 in Verbindung 

mit Anlage 3 der Positivliste III Nr. 2. EEG 

2009 ausschlaggebend. Folgende Kriterien 

sind generell zu prüfen: Das Wärmenetz 

muss eine Trassenlänge von mehr als 400 

Meter aufweisen. Die Netzverluste von weniger 

als 25 Prozent des jährlich abgenommenen 

Nutzwärmebedarfes der Wärmekunden 

werden eingehalten. 

Als Nachweis muss die Wärme an allen 

Einspeisepunkten in das Netz und an allen 

Abnehmern messtechnisch erfasst werden. 

Diese abgenommene Nutzwärme ist zu 

summieren und als Bezugsgröße (= 100 

Prozent) zur Berechnung der Netzverluste 

zu verwenden. Dem gegenüberzustellen 

ist die Summe der Einspeisung der KWK- 

Anlage(n) sowie weiterer gegebenenfalls 

in das Wärmenetz einspeisender Wärmequellen 

im Betrachtungszeitraum. Die 

Abbildung zeigt das Prozessschema der 

Wärmenutzung aus der Biogasanlage im 

Wärmenetz. Eine weitergehende Prüfung 

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PRAXIS 

des Trocknungsprozesses im Wärmenetz ist 

im EEG nicht explizit definiert. Angesichts 

der zu erwartenden Investitionssumme 

einer professionellen Anlagentrocknungstechnik 

im mittleren sechsstelligen Bereich 

wird dem Anlagenbetreiber empfohlen, 

sich am eben beschriebenen Ablauf 

der Konkretisierung des Sachverhaltes der 

Düngemittelherstellung zu orientieren. 

Potenzialabschätzung für 

nutzbare KWK-Wärme 

Im Folgenden wird das theoretische Potenzial 

berechnet, um einen Anhaltspunkt 

zu geben, wieviel ungenutzte Prozesswärme 

auch für Gärresteaufbereitungen zur 

Verfügung stehen könnte. Zur Konkretisierung 

des Potenzials von ungenutzter 

Prozesswärme werden 547 Biogasanlagen 

mit Direktverstromung vor Ort, die nach 

dem EEG 2009 den KWK-Bonus in Anspruch 

nehmen könnten, herangezogen. 

Die folgende Auswertung stützt sich auf 

den Datensatz der Firma OmniCert Umweltgutachter 

GmbH, der von Annika Engelbrecht 

und Yvonne Münich anhand der 

Jahresendgutachten des Berichtszeitraumes 

2019 ausgearbeitet wurde. 

Der überwiegende Anteil der 547 Biogasanlagen 

befindet sich im süddeutschen Raum. 

21 Anlagen nehmen den KWK-Bonus nach 

EEG 2009 für die Gärresteaufbereitung 

bereits in Anspruch, was 3,8 Prozent der 

bewerteten Anlagen entspricht. Dazu wurden 

46 Gigawattstunden (GWh) thermische 

Trocknungsenergie aufgewendet. Die 

durchschnittliche Bemessungsleistung der 

547 Anlagen liegt bei 342 Kilowatt elektrischer 

Leistung (kW el. 

). Hiervon wurde den 

Betreibern durchschnittlich ein Anteil von 

190 kW el 

. als KWK-Strom nach EEG 2009 

vergütungsfähig bescheinigt. Somit könnte 

rein rechnerisch noch ein Anteil von 152 

kW el 

. als vergütungsfähiger KWK-Strom pro 

Anlage zur Verfügung stehen. Das würde 

einem gegenwärtigen Potenzial von 163 

Kilowatt thermischer Leistung (kWth.) pro 

Anlage entsprechen. 

Im Rahmen des EEG 2009 sind auf Grundlage 

der Branchenzahlen des Fachverbandes 

Biogas e.V. grundsätzlich 6.088 Biogasanlagen 

KWK-Bonus anspruchsberechtigt. 

Hochgerechnet auf diesen Anlagenbestand 

würde das der Summe von 8.106 Gigawattstunden 

thermischer Energie entsprechen. 

Zum Vergleich könnte das im Jahr 2020 

in Betrieb genommene umstrittene Steinkohlekraftwerk 

Datteln 4, das von Uniper 

als „eines der modernsten Steinkohlekraftwerke 

der Welt“ betitelt wird, maximal 40 

Prozent davon als thermische Fernwärmeleistung 

jährlich auskoppeln. In der Praxis 

kommt natürlich eine Gärresteaufbereitung 

nur für einen Bruchteil der Anlagen in Frage, 

wo dieses Potenzial auch wirtschaftlich 

genutzt werden kann. 

Autor 

Arnold Multerer 

Dipl.-Ing. Univ. für Umweltplanung 

Umweltgutachter (DE-V-0392) 

OmniCert Umweltgutachter GmbH 

Kaiser-Heinrich-II.-Straße 4 · 93077 Bad Abbach 

0 94 05/94 985-42 

arnold.multerer@omnicert.de 

www.umweltgutachter.de 

MASSENBILANZ 

Abb. Gärrestverdampfung 

75

PRAXIS 


Der Redispatch 2.0 

ist ein Planprozess, in 

dem der Netzbetreiber 

versucht, Engpässe 

schon vor dem 

eigentlichen Entstehen 

zu prognostizieren und 

Maßnahmenkombinationen 

zu wählen, mit 

denen der Engpass 

möglichst effizient und 

kostengünstig aufgelöst 

werden kann. 

Redispatch 2.0 – Ein nächster Schritt zur 

Systemintegration Erneuerbarer Energien 

Der 1. Oktober 2021 wird für viele Betreiber von Biogasanlagen, insbesondere in Norddeutschland, 

einer der wichtigsten Tage dieses Jahres. Ab diesem Datum tritt der sogenannte 

„Redispatch 2.0“ in Kraft, der das bestehende Einspeisemanagement ablösen wird. 

Von M.Sc. Florian Strippel 

Das Inkrafttreten des „Redispatch 2.0“ ist 

ein notwendiger Schritt in eine Zukunft, in 

der das deutsche Stromversorgungssystem 

vorrangig von Erneuerbaren Energien geprägt 

sein wird. Der zunehmende Anteil von 

Wind- und Photovoltaikanlagen setzt die Netze durch 

die Volatilität stärker unter Druck. Während die Netze 

in der Nacht und ohne Wind ausreichende Kapazitäten 

zur Durchleitung von Strom haben, kann es an stürmischen 

oder sehr sonnigen Tagen zu regionalen Engpässen 

kommen. 

Grundsätzlich ist ein hoher regenerativer Anteil an der 

Stromerzeugung das erklärte Ziel der Energiewende. 

Ein stürmischer Tag an der Nordsee ist daher zunächst 

erstrebenswert, da mit einer hohen Stromproduktion 

der Offshore-Windenergieanlagen gerechnet werden 

kann. Dafür können konventionelle Kraftwerke ausgeschaltet 

und aus gesamtdeutscher Sicht kann dafür 

gesorgt werden, dass Erzeugung und Verbrauch ausgeglichen 

sind. 

Ein Problem in diesen Zeiträumen ist allerdings, dass 

der an der Küste Niedersachsens produzierte Strom 

auch an die Alpen geliefert werden muss. Obwohl ein 

Bedarf besteht, kann es in diesem Fall zu Überlastungen 

der Leitungen kommen, weshalb Anlagen vereinzelt 

abgeschaltet werden müssen. 

Diese engpassbedingten Abschaltungen stehen im 

Zentrum des Redispatch 2.0. Betroffene Anlagenbetreiber 

könnten sich nun fragen, was die Neuerung 

dieses Prozesses ist, da mit dem bekannten Einspeisemanagement 

ebenfalls Netzengpässe bewirtschaftet 

wurden. Die Antwort auf diese Frage ist, dass der Redispatch 

2.0 ein Planprozess ist, in dem der Netzbetreiber 

versucht, Engpässe schon vor dem eigentlichen Entstehen 

zu prognostizieren und Maßnahmenkombinationen 

zu wählen, mit denen der Engpass möglichst effizient 

und kostengünstig aufgelöst werden kann. Dies ist ein 

entscheidender Unterschied zum Einspeisemanagement, 

das eher als Notfallmaßnahme bezeichnet werden 

kann. 

FOTO: ADOBE STOCK_ML1413 

76


PRAXIS 

Anlagen ab einer installierten 

Leistung von 100 kW betroffen 

Damit dieser Prozess gelingen kann, ist 

der Netzbetreiber auf verschiedene Daten 

der Anlagen angewiesen. Mithilfe 

der gesammelten Daten aller Anlagen 

kann dann genau bestimmt werden, an 

welchen Stellen im Netz ein Engpass auftreten 

könnte. Da die Datenmeldungen 

zum Teil jedoch sehr umfangreich sind, 

sind vorerst Anlagen ab einer installierten 

Leistung von 100 Kilowatt (kW) vom 

Redispatch 2.0 betroffen. Dabei gilt der 

Redispatch 2.0 nicht nur für Biogasanlagen, 

sondern gleichermaßen für Windund 

Photovoltaikanlagen, KWK-Anlagen, 

aber auch konventionelle Anlagen. Das 

System ist damit für die meisten Stromerzeugungsanlagen 

identisch und unterscheidet 

sich nur hinsichtlich der Daten, 

die geliefert werden müssen. 

Ein wichtiger Aspekt für Anlagen, die 

dem Regelungsbereich des EEG unterliegen, 

ist jedoch der Einspeisevorrang 

des erzeugten Stroms. Dieses zentrale 

Element wurde durch sogenannte „Mindestfaktoren“ 

im Redispatch 2.0 berücksichtigt. Der 

Mindestfaktor besagt, dass eine Anlage auf der Basis 

von Erneuerbaren Energien nur dann geregelt werden 

darf, wenn mehr als die zehnfache konventionelle Leistung 

abgeregelt werden müsste, um den gleichen Entlastungseffekt 

des Netzes zu erzielen. 

Die Abrufentscheidung des Netzbetreibers, welche Anlage 

zum Redispatch herangezogen wird, ist allerdings 

kostenbasiert. Dies bedeutet, dass die Maßnahmenkombination 

zur Engpassbehebung gewählt wird, die 

am kostengünstigsten ist. Aus diesem Grund wird es ab 

dem 1. Oktober einen einheitlichen „Kalkulatorischen 

Preis“ für alle Erneuerbare-Energien-Anlagen geben. 

Dieser fiktive Preis soll aus bundesdeutscher Sicht das 

Verhältnis 1:10 des Mindestfaktors widerspiegeln. Für 

Anlagenbetreiber ist es wichtig zu wissen, dass dieser 

„Kalkulatorische Preis“ nicht mit der potenziellen Entschädigung 

der Anlage zusammenhängt, sondern lediglich 

der Auswahlentscheidung des Netzbetreibers dient. 

Datenlieferverpflichtungen für 

Anlagenbetreiber 

Damit der Prozess funktionieren kann, müssen Anlagenbetreiber 

verschiedene Daten an die Netzbetreiber 

übermitteln. Diese können im Wesentlichen in die vier 

Kategorien „Stammdaten“, „Echtzeitdaten“, 

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77

PRAXIS 


„Planungsdaten“ und „Nichtbeanspruchbarkeiten“ 

untergliedert werden. Welche der Daten übermittelt 

werden müssen, hängt mit dem sogenannten Bilanzierungsmodell 

zusammen, bei dem aus zwei verschiedenen 

Optionen gewählt werden kann. 

Die erste Option stellt das sogenannte „Prognosemodell“ 

dar. In diesem Modell prognostiziert der Netzbetreiber 

selbst, wie die Stromerzeugung der Anlage 

in der Zukunft aussehen wird. Eine Übermittlung von 

Planungsdaten ist daher nicht notwendig. Dies ist 

natürlich bei fluktuierenden Erzeugungsanlagen aufgrund 

von genauen Wetterprognosen besser möglich 

als bei frei steuerbaren Anlagen, wie zum Beispiel 

Biogasanlagen. Aus diesem Grund kann eine zweite 

Option gewählt werden, bei der es sich um das „Planwertmodell“ 

handelt. In diesem Modell werden Daten 

des Fahrplans an den Netzbetreiber übermittelt, sodass 

dieser genau weiß, welche Leistung die Anlage in 

der Zukunft bereitstellen wird. 

Neu: „Einsatzverantwortliche“ 

Die unterschiedlichen Datenkategorien verdeutlichen, 

dass der Prozess komplex ist und viele unterschiedliche 

Meldungen zu machen sind, die Anlagenbetreiber 

zum Teil überfordern können. Aus diesem Grund 

wurden verschiedene Marktrollen definiert. Im Zentrum 

steht dabei der sogenannte „Einsatzverantwortliche“, 

der für einen großen Teil der Datenlieferungen 

verantwortlicht ist. Diese Marktrolle muss nicht vom 

Anlagenbetreiber selbst wahrgenommen werden, sondern 

kann an einen externen Dienstleister abgegeben 

werden. 

Da die Direktvermarktungsunternehmen in vielen 

Fällen ohnehin über eine Vielzahl der geforderten Daten 

verfügen, um den Strom über Handelsgeschäfte 

vermarkten zu können, werden diese in den meisten 

Fällen die Rolle als Einsatzverantwortlicher übernehmen 

können. Dabei muss jedoch beachtet werden, 

dass dies kein Automatismus oder eine Pflicht ist. Der 

Direktvermarkter kann anbieten, dass er für einen Anlagenbetreiber 

die Rolle des Einsatzverantwortlichen 

übernimmt, muss dieses jedoch nicht tun. 

In der Praxis werden viele Direktvermarkter die Rolle 

des Einsatzverantwortlichen übernehmen. Insbesondere 

die Umsetzung des Planwertmodells wird für 

Biogasanlagenbetreiber nur in Kooperation mit dem 

Direktvermarkter möglich sein. Dieses Modell wird 

insbesondere für Anlagen in der Regelenergie wichtig 

werden, denn natürlich muss ein Netzbetreiber wissen, 

ob beispielsweise positive Regelenergie angeboten 

wird, um die Anlage nicht zufälligerweise zeitgleich 

zum negativen Redispatch und damit zur Abregelung 

heranzuziehen. 

Da die Systemumstellung zum 1. Oktober sehr viele 

Anlagen betreffen wird, sind umfangreiche vorbereitende 

Maßnahmen notwendig. Der Redispatch 2.0 

wird damit nicht erst im Herbst, sondern bereits jetzt 

für viele Betreiber relevant. Zahlreiche Betreiber wurden 

bereits von den Netzbetreibern mit der Bitte angeschrieben, 

verschiedene Stammdaten zu liefern. An 

dieser Stelle ist es wichtig, frühzeitig mit dem jeweiligen 

Direktvermarkter in Kontakt zu treten und die 

Frage zu klären, ob dieser perspektivisch die Rolle des 

Einsatzverantwortlichen übernimmt. Weiterhin sind 

Details zur Datenlieferung und den Bilanzierungsmodellen 

abzustimmen. 

Kommt es dann ab Oktober zu Schaltungen, sollen die 

betroffenen Anlagen laut Aussage der Bundesnetzagentur 

„weder besser noch schlechter als ohne die 

Maßnahme gestellt werden“. Der Betreiber wird also, 

wie bereits im Einspeisemanagement auch, finanziell 

entschädigt. Kosten können beispielsweise durch das 

Abfackeln des Gases während einer Abschaltung oder 

auch durch die Bereitstellung einer Ersatzwärmeversorgung 

in einem Wärmenetz entstehen. Der Anlagenbetreiber 

hat in diesen Fällen das Recht, dass der 

durch den Netzbetreiber entstandene Schaden ausgeglichen 

wird. 

Leider sind die Vorgaben des Systems äußerst komplex 

und der Fachverband Biogas e.V. steht über die 

verschiedenen Gremien im ständigen Austausch mit 

den beteiligten Akteuren, um Regelungen zu erwirken, 

die für die Branche umsetzbar und praxisnah sind. Zur 

Information der Mitglieder wurden bereits zahlreiche 

kostenfreie Webinfo-Seminare angeboten, an denen 

über 600 der Mitglieder teilgenommen haben. Weiterhin 

wird eine Arbeitshilfe zur Thematik veröffentlicht 

werden. 

Auch wenn die Neuerungen, die auf die Branche zukommen, 

komplex sind, so können sie auch eine Chance für 

die Bioenergie sein, den Stellenwert für das Stromversorgungssystem 

zu verdeutlichen. Flexibel steuerbare 

Biogasanlagen können ein entscheidender Baustein zur 

sicheren und verlässlichen Stromproduktion sein. Diese 

Rolle wird in Zukunft wichtiger denn je. 

Autor 

M.Sc. Florian Strippel 

Leiter des Referats Stromnetze 

und Systemdienstleistungen 


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PRAXIS 

Die Biogasanlage der 

Klostergas GbR verarbeitet 

BIOGAS JOURNAL pro Jahr | rund 4_2021 10.000 

Tonnen Rindermist. 

Optimierter Betrieb im 

Regelleistungsmarkt 

Wenn Biogasanlagen konsequent flexibilisiert werden, können sie auch die anspruchsvolle 

Primärregelleistung (PRL) erbringen. Doch mit dem Wechsel auf die Vier-Stunden-Zeitscheibenregelung 

wird es komplizierter, den Fahrplan für den optimalen BHKW-Betrieb 

selbst zu erstellen. Lars Grünewald, der im Süden Niedersachsens eine flexible Biogasanlage 

betreibt, hat sich daher entschieden, diese Tätigkeit in die Hände seines Direktvermarkters 

zu legen. 


In der landschaftlich reizvollen Lage des Weserberglands 

befindet sich das Klostergut Hilwartshausen. 

Das traditionsreiche Kloster in der Nähe von Hannoversch 

Münden hat eine lange Geschichte hinter 

sich. Gegründet wurde das Kloster bereits im Jahr 

960. Nur durch eine Bundesstraße getrennt, steht die 

Biogasanlage von Lars Grünewald. Sie wurde 2011 

neben den Wirtschaftsgebäuden des eigenständigen 

landwirtschaftlichen Betriebes errichtet. 

Dabei handelt es sich um einen Ackerbaubetrieb mit 

Rinderhaltung, der zusammen mit einem weiteren Gesellschafter 

als Klostergas GbR betrieben wird. Grünewald 

mästet 600 Bullen. Sie liefern auch einen Großteil 

des Substrates für die Biogasanlage, berichtet Lars 

Grünewald: „Wir setzen jährlich rund 10.000 Tonnen 

Rindermist in der Biogasanlage ein.“ 

Daneben werden noch 3.500 Tonnen Hühnertrockenkot 

und 1.800 Tonnen Körnermaisstroh eingesetzt. Das 

wurde im Herbst mit Feldhäcksler und Ladewagen geerntet 

und einsiliert. Der Substratmix wird durch Kleegras-Silage 

ergänzt. „Wir versuchen, einen Großteil des 

Substratbedarfs mit Reststoffen zu bestreiten“, betont 

Grünewald. „Wir haben einen Bedarf von 600 Tonnen 

Mais, den wir für die Anlage benötigen. Den Rest decken 

wir auch mit Zwischenfrüchten.“ 

Für die Versorgung einer elektrischen Leistung von 500 

Kilowatt (kW) reichen inzwischen 15 Hektar Mais aus. 

Beim Anbau der nachwachsenden Rohstoffe ist er inzwischen 

nicht mehr nur auf eigene Flächen angewiesen. 

„Viele Landwirte in der Nachbarschaft möchten 

für uns Mais anbauen.“ Ein Grund dafür ist, dass im 

Ackerbau die Probleme mit Ackerfuchsschwanz zunehmen 

und Mais die Fruchtfolge so sinnvoll ergänzt. 

Die Biogasanlage wurde im Lauf der Jahre optimiert 

und erweitert. Nach und nach wurden drei Blockheizkraftwerke 

(BHKW) mit einer Leistung von insgesamt 

1,15 Megawatt installiert. Mit einem Mitsubishi-Motor 

startete Grünewald 2016 die Flexibilisierung. Der Motor 

läuft wärmegeführt, da die Wärme auf dem Klostergut 

zur Getreidetrocknung und zum Beheizen der 

Gebäude genutzt wird. Da es sich dort um historische 

Gebäude handelt, ist der Wärmebedarf entsprechend 

hoch. 

Der Strom wird bereits seit 2012 direkt vermarktet. 

Über die Direktvermarktung gelang der Einstieg in die 

Märkte für Regelenergie. Bei dem zuständigen Über- 

FOTOS: THOMAS GAUL 

80


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Klaus Anduschus (links) von e2m und Betreiber Lars Grünewald prüfen die Silage aus Körnermaisstroh. 

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Wirtschaftlichkeit 

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» Stabilisiert den Anlagenbetrieb 

beim Einsatz von 

„Problem-Substraten” 

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Lars Grünewald setzt beim Substratmix auch auf Zwischenfrüchte. 

» Maximiert die Geschwindigkeit 

der Biogasbildung. 

tragungsnetzbetreiber TenneT wurden die 

BHKW zunächst für die Sekundär- und 

die Minutenreserve (MRL) präqualifiziert. 

Durch die Flexibilisierung kann Lars Grünewald 

auch Primärregelleistung (PRL) 

bereitstellen. 

Fahrplanbetrieb selbst entwickelt 

Zunächst wurden die drei BHKW-Motoren 

mit 250 kW, 265 kW und 500 kW nach 

einem Fahrplan betrieben, den Lars Grünewald 

selbst entwickelt hatte. „Dazu habe 

ich mich im Internet über die Preisentwicklung 

an der Leipziger Strombörse EEX informiert“, 

blickt er zurück. Doch als sein 

Direktvermarkter e2m mit dem Produkt 

OptimusFlex auf den Markt kam, schwenkte 

Grünewald um. Denn der Aufwand für 

das Erstellen individueller Fahrpläne hat 

sich noch einmal erhöht. 

Ein Grund dafür ist die tägliche Regelleistungsauktion 

für PRL, die am 1. Juli 2020 

eingeführt wurde. Damit fand ein Wechsel 

auf Zeitscheiben von jeweils vier Stunden 

statt – analog zu den bereits bestehenden 

Zeitscheiben für Sekundärregelleistung 

(SRL) und MRL. Für bereits flexibilisierte 

Biogasanlagen wie die von Lars Grü- 

» Optimiert die Substratverwertung 

und damit die 

Wirtschaftlichkeit der Biogasanlage. 

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PRAXIS 


„Die Regelenergie 

hat wieder einen 

Wert“ 

Lars Grünewald 

Nach und nach wurden 

drei Blockheizkraftwerke 

(BHKW) mit 

einer Leistung von insgesamt 

1,15 Megawatt 

installiert. 

Die Anlage fügt sich 

harmonisch in die 

Landschaft des Weserberglandes 

ein. 

newald boten sich damit neue Chancen. Zusammen mit 

Klaus Anduschus, e2m-Teamleiter Vertrieb Landwirtschaft, 

wurden die wesentlichen Parameter der Biogasanlage 

erfasst und zum Erstellen eines Fahrplans in das 

System eingegeben. Dabei wurden die Besonderheiten 

der Anlagenkonstellation wie des Gasspeichers mit einem 

Volumen von 3.386 Kubikmetern ebenso erfasst 

wie die von den Motorenherstellern vorgegebenen Restriktionen 

wie Anzahl der Starts / Stopps und Wartungsintervalle. 

Aber auch der Wärmebedarf wurde berücksichtigt, 

wobei sich Grünewald und Anduschus hier an 

einem durchschnittlich kalten Wintertag orientierten. 

Für den Spitzenbedarf steht auch noch ein zusätzlicher 

Heizkessel bereit, der mit Holz-Hackschnitzeln betrieben 

wird. 

2. Quartal 2021 – Regelenergievermarktung 

interessanter 

Der Fahrplan berücksichtigt auch die Preisentwicklung 

an den Strom- und Regelleistungsmärkten. Der Markt 

für Regelenergie ist nun wieder interessant geworden. 

Das gilt insbesondere für das zweite Quartal 2021. Die 

deutschen Übertragungsnetzbetreiber gaben im ersten 

Quartal etwa 7,1 Millionen (Mio.) Euro für die Primärregelleistung 

(PRL) aus. Im gleichen Zeitraum kostete 

die Sekundärregelleistung (SRL) positiv 24,1 Mio. 

Euro und negativ 10,1 Mio. Euro. 

Nach Einschätzung von e2m wird das zweite Quartal 

2021 diese Werte und alle Ergebnisse der Quartale 

2020 weit übertreffen. Seit Mitte April sehen die Experten 

der e2m eine Hochpreisphase, die insbesondere 

Anfang Mai einen Höhepunkt erreicht hat. Grund hierfür 

ist insbesondere die ausgeprägte Wartungssaison 

konventioneller Marktteilnehmer. Vor einem Jahr, zum 

ersten Lockdown, wurden Wartungsarbeiten teilweise 

verschoben, die nun nachgeholt würden. 

Außerdem treiben das wechselhafte Wetter sowie eine 

gewisse Marktdynamik die Preise weiter. So setzen sich 

die schon im vorangegangenen Jahr gestiegenen Erlöschancen 

für positive SRL auch in diesem Jahr weiter 

fort. Dieser Trend wird fundamental durch gestiegene 

Brennstoffkosten und CO 2 

-Preise gestützt, die insbesondere 

für konventionelle Marktteilnehmer die Kosten 

nach oben treiben. 

Die Leistung von negativer SRL ist insbesondere 

während verbrauchsschwacher Perioden mit hoher 

Wind- oder Solareinspeisung lukrativ. Dies trifft beispielsweise 

auf den Monat Mai mit seinen zahlreichen 

Feiertagen zu. Für positive und negative SRL gilt gleichermaßen, 

dass der Regelarbeitsmarkt den kompetitiven 

Druck auf Leistungspreisauktionen senkt, was wie- 

82


PRAXIS 

derum zu messbar höheren Preisen für die 

Bereitstellung von Flexibilität führt. „Die 

Regelenergie hat wieder einen Wert“, freut 

sich Lars Grünewald. In den vergangenen 

Monaten konnte ein Zusatzerlös von etwa 

2.000 Euro monatlich erzielt werden. 

Beim Betrachten des Fahrplans fällt auf, 

dass die Motorenbetriebszeit die Vier- 

Stunden-Zeitscheibe schneidet. „Das ist 

jedoch nicht weiter schlimm“, sagt Klaus 

Anduschus von e2m. Die Motoren sollen 

mindestens zwei Stunden laufen. So wurde 

es vorher vereinbart. Um den Verschleiß zu 

minimieren, wird die Betriebstemperatur 

bei 60 Grad Celsius gehalten. 

Bei unvorhergesehenen Maßnahmen kann 

der Fahrplan jedoch noch kurzfristig geändert 

werden: „Bis morgens 8.00 Uhr kann 

ich für den Folgetag noch Veränderungen 

vornehmen“, sagt Grünewald. Entsprechend 

den vorliegenden Daten werden 

die BHKW dann durch e2m automatisch 

gesteuert. Zur Optimierung gehört, die 

Stromproduktion in die Wochenzeiten zu 

verlegen, in denen die erwartete Stromnachfrage 

am höchsten ist. 

Grünewald könnte darauf reagieren, indem 

er die Fütterung vor dem Wochenende reduziert. 

Doch angesichts der von ihm eingesetzten 

Substrate hält er diese Möglichkeit 

für wenig realistisch. Die Biologie seiner 

Anlage ist auf die Reststoffe eingestellt 

und reagiert eher träge. Eine Anpassung 

der Fütterung wäre für ihn leichter möglich, 

wenn er Substrate wie Getreideschrot 

oder Zuckerrüben einsetzen würde, die ein 

schnelles Hochfahren der Gasproduktion 

ermöglichen. 

Optimierter Wärmepuffer würde 

Flexibilität erhöhen 

Die Fahrweise nach OptimusFlex bringt Lars 

Grünewald einen jährlichen Mehrerlös von 

20.000 Euro. Mit der Direktvermarktung 

hatte er zuvor bereits einen Mehrerlös von 

5.000 Euro realisiert. Derzeit ist es die Gasspeicherkapazität, 

die die Flexibilität der 

Anlage gemäß dem Fahrplan vorgibt. Weiter 

erhöhen ließe sich die Flexibilität mit einem 

Pufferspeicher. Denn derzeit muss die 

Wärmeverteilung in den Fahrplan integriert 

werden. 

Die BHKW-Motoren müssen jetzt mitunter 

laufen, obwohl die Signale vom Strommarkt 

dies gar nicht erfordern. Da jedoch der Wärmebedarf 

von insgesamt 360 kW des Klostergutes 

gedeckt werden muss, laufen die 

Motoren. Für den Wärmespeicher wäre ein 

Der Bullenstall befindet sich neben der Biogasanlage. 

Volumen von 105 m 3 ausreichend, haben 

Klaus Anduschus und Lars Grünewald ermittelt. 

Die Umstellung des Fahrplans zahlt sich für 

Lars Grünewald aus. „SRL und Fahrplan ist 

wertvoller als der reine Fahrplanbetrieb, 

selbst wenn die Vier-Stunden-Zeitscheiben 

in die Regelenergie verschoben werden.“ 

Über den Fahrplanbetrieb hinaus ergeben 

sich weitere Vorteile für den Anlagenbetreiber: 

Als Teilnehmer am Regelenergie-Markt 

ist er vom Redispatch befreit. 

Autor 

Thomas Gaul 


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83

PRAXIS 


Mit VisuFlex Flexibilität 

sichtbar machen 

Der flexible Betrieb von Biogasanlagen ist ein großer Vorteil. Dieses starke Argument für 

den Energieträger Biogas kann bislang nicht richtig ausgespielt werden. Denn in vielen 

Veröffentlichungen und Diskussionen wird das nicht berücksichtigt. Mit einer Darstellung 

in Echtzeit will das Projekt VisuFlex das ändern. 


Biogas hat einen erheblichen Vorteil gegenüber 

anderen Erneuerbaren Energien: Es 

kann nicht nur bedarfsgerecht erzeugt, 

sondern auch flexibel verstromt werden. 

Bei hoher Netzbelastung lassen sich die 

Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW) herunterfahren 

und das Netz so freimachen für Wind- und Solarstrom. 

Bei Strombedarf hingegen eignen sich Biogas und Biomethan 

als Reservekapazität: Sie werden so zu „Batterien“ 

für die Stromversorgung in Engpasszeiten. 

Doch in der Politik und in der Öffentlichkeit kommt diese 

Botschaft häufig gar nicht an: In Veröffentlichungen 

erscheint die Stromeinspeisung häufig nur als grünes 

Band der Grundlast. Die Effekte der Flexibilisierung 

bleiben bislang unsichtbar. Der Wert real existierender 

Biogas-Speicherkraftwerke für den Strommarkt wird 

nicht wahrgenommen. 

Dabei dürfte die Bedeutung von Stromlieferanten, 

die auf Strompreisschwankungen flexibel reagieren, 

insbesondere vor dem Hintergrund der fluktuierenden 

Einspeisung aus Photovoltaik und Windkraft, in den 

nächsten Jahren weiter zunehmen. Flexible Speicherkraftwerke 

werden gebraucht. Das wird sich auch in den 

künftig zu erzielenden Strompreisen widerspiegeln. 

Mit der Direktvermarktung und der Flexibilitätsprämie 

des EEG fördert die Bundesregierung die Anpassung 

von Biogasanlagen an das Stromnetz der Zukunft. Laut 

einer Studie des Deutschen Biomasseforschungszentrums 

(DBFZ) erhalten aktuell etwa 3.300 Biogas- und 

Biomethan-BHKW mit einer installierten elektrischen 

Leistung von rund 2,2 Gigawatt die sogenannte Flexprämie. 

Obwohl die Stromeinspeisung zu Hochpreisphasen 

Mehrerlöse verspricht, fahren die meisten 

dieser Anlagen trotzdem bislang nicht marktpreisorientiert. 

Die Preissteuerung funktioniert 

Mit dem Projekt „Visualisierung der Netz-/Systemdienlichkeit 

flexibilisierter Biogasanlagen – VisuFlex“ soll 

gezeigt werden, dass die Strompreise sehr genau der 

Residuallast folgen und somit eine geeignete Steuerungsgröße 

darstellen. Unter Einbindung von Direktvermarktern 

und den „Flexperten“ wurden anhand 

definierter Kriterien zukunftsweisend flexibilisierte 

Anlagen identifiziert und wurde deren aufsummierte 

Stromeinspeisung den Strompreisen sowie der Residuallast 

gegenübergestellt. 

Die Auswertung erfolgte rückwirkend für den Zeitraum 

1. Januar 2019 bis 30. Juni 2020. Das Ergebnis der 

ersten Projektphase zeigt, dass die ausgewählten Biogasanlagen 

sehr zuverlässig zu Zeiten von Last- und 

Preisspitzen einspeisen und somit optimal markt- und 

systemdienlich betrieben werden. Ergebnis: Die ausgewählten 

Biogasanlagen speisen sehr zuverlässig zu Zeiten 

von Last- und Preisspitzen ein, werden also optimal 

markt- und systemdienlich betrieben. Das Vorhaben 

wurde durch die Agrarservice Lass GmbH mithilfe des 

Flexperten-Netzwerkes bearbeitet. 

Um die Effekte der Flexibilisierung für die Öffentlichkeit, 

die Politik, aber auch als Vorbild für andere Biogasanlagenbetreiber 

deutlich sichtbar zu machen, wird 

in einer nun an den Start gehenden zweiten Projektphase 

die Visualisierung der Stromeinspeisung flexibilisierter 

Biogasanlagen auf einer separaten Plattform 

in Echtzeit angestrebt. Daraus ließe sich über die Zeit 

auch der Zuwachs fahrplanoptimierter Biogasanlagen 

ableiten. 

In einem vom Bundesministerium für Ernährung und 

Landwirtschaft durch die Fachagentur Nachwachsende 

Rohstoffe e. V. (FNR) geförderten Projekt wird gezeigt, 

dass die Strompreise sehr genau der Residuallast 

folgen und somit eine geeignete Steuerungsgröße für 

die Betriebsweise von Biogasanlagen darstellen. Unter 

Einbindung verschiedener Direktvermarkter wurden 

anhand definierter Kriterien die Biogasanlagen 

identifiziert, die tatsächlich bedarfsgerecht betrieben 

werden. Deren aufsummierte Stromeinspeisung wurde 

den Strompreisen sowie der Residuallast gegenübergestellt. 

Die neue Plattform soll über die Website der FNR zu erreichen 

sein, wie FNR-Mitarbeiterin Jessica Hudde auf 

Anfrage mitteilte. Ein Startdatum konnte sie allerdings 

84


PRAXIS 

noch nicht nennen. Die bisherigen Daten 

für den zurückliegenden Zeitraum sind 

über die Websites von SMARD und Agora 

Energiewende abzurufen. 

Anlagenbetrieb für die Zeit nach 

dem EEG 

Einen anderen Ansatz wählt das Vorhaben 

„Optimierung des Betriebs und Designs 

von Biogasanlagen für eine bedarfsgerechte, 

flexibilisierte und effiziente Biogasproduktion 

unter Berücksichtigung der 

Prozessstabilität als Post-EEG Strategie 

(OptiFlex)“. Ein Forscherteam um die Universität 

Hohenheim will diesen Ansatz weiterentwickeln. 

Den Grundstein dafür legte das Deutsche 

Biomasseforschungszentrum (DBFZ) mit 

seinem Prozessmodell für die sogenannte 

prädiktive (vorhersagbare) Fütterung. Bei 

diesem Modell geben Netzfahrpläne den 

zu erwartenden Stromverbrauch vor. Ein 

Optimierungsalgorithmus findet dann die 

optimale Fütterungsmenge und das bestmögliche 

Mischungsverhältnis der verfügbaren 

Substrate. 

Dieser Ansatz hat 2015 den Biogas-Innovationspreis 

gewonnen. Mit ihm lassen sich 

Einsparungen bei Investitionen für zusätzliche 

Gasspeicher von bis zu 50 Prozent 

realisieren. Anpassungsbedarf gibt es noch 

bei der Eintrags- und Rührtechnik, die große 

Substratmengen in kurzen Zeiträumen 

optimal bewegen muss. Hier setzt OptiFlex 

an: Die Forscher wollen weitere Regelalgorithmen 

für alle zentralen und peripheren 

Anlagenkomponenten entwickeln. 

Neben den Rührwerken betrifft dies auch 

Einrichtungen zum Substrataufschluss, 

die definierte Substrateigenschaften bereitstellen 

müssen. Auch hier wird an 

Vorläuferprojekte angeknüpft, etwa an die 

Arbeiten des Fraunhofer-Instituts für Keramische 

Technologien und Systeme IKTS 

über die Zusammenhänge zwischen Substrateigenschaften, 

Prozessbedingungen, 

Strömungsprofil im Reaktor und Biogasausbeute. 

Praktisch erprobt wird die neue Systemlösung 

in der Forschungsbiogasanlage 

„Unterer Lindenhof“ der Uni Hohenheim. 

Das OptiFlex-Konzept soll sich nicht nur 

zur Ausrüstung neuer, sondern auch zur 

Nachrüstung bestehender Anlagen eignen. 

Es kann als „Post-EEG-Strategie“ einen 

Beitrag dazu leisten, Biogasanlagen effizienter 

und zukunftsfähiger zu machen. Im 

Idealfall erzeugen flexible Biogasanlagen 

bedarfsgerechten Strom so wirtschaftlich, 

dass sich ihr Betrieb auch ohne die gesicherte 

Vergütung des EEG erzeugen lässt. 

Autor 

Thomas Gaul 


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PRAXIS 


BIOMETHAN 

Wie weiter ohne vermiedene 

Netzentgelte? 

Seit 2010 gilt, dass bei Biomethananlagen nach 10 Jahren die Vergütung der vermiedenen 

Netzentgelte entfällt. Bereits 2017 hat die Deutsche Energie-Agentur (dena) bei einer 

Analyse von 18 Anlagen die negativen Folgen für die Wirtschaftlichkeit aufgezeigt. Zudem 

enden oft nach 10 Jahren auch die Abnahmeverträge für das Biomethan. Neue Lieferpreise 

und Konditionen müssen ausgehandelt werden, weitere Einnahmeverluste für den Produzenten 

sind möglich. Viele Anlagen können daran scheitern, gleichwohl sind grüne Gase 

für die Energiewende wichtig. Wie sehen einzelne Akteure diese Herausforderung und wie 

nehmen sie Kurs in Richtung Zukunft? 

Von EUR ING Marie-Luise Schaller 

Daniel Königs betreibt mit seinem Vater und 

dessen Partner Nellen die Biogas- und 

Biomethananlage auf dem Schelmrather 

Hof in Neuss. Da die Einspeiseanlage seit 

2010 läuft, ist auch hier die Vergütung der 

vermiedenen Netzentgelte entfallen. Nach einer insgesamt 

recht positiven Zusammenarbeit mit den lokalen 

Stadtwerken wurden gleichzeitig neue Abnahmeverträge 

mit Preisen auf niedrigerem Niveau als bisher ausgehandelt. 

Erschwerend kommt hinzu, dass die Stadtwerke im 

Sommer von L- auf H-Gas umstellen und die Anlage von 

Königs + Nellen am Ende des Verteilnetzes als 

erste an der Reihe ist. Konsequenzen sind, 

dass die Konditionierung in der Übergangszeit 

etwas schwieriger einzustellen ist und dass 

im Sommer auch nicht mehr die volle Produktionskapazität 

abgenommen werden kann. Ein Anschluss an 

das naheliegende Transportleitungsnetz ist derzeit aus 

Kostengründen ausgeschlossen. 

Angesichts auslaufender Biomethanlieferverträge haben 

die Betreiber schon im Vorfeld beschlossen, auf 

die neuen Chancen in Richtung Biomethankraftstoff zu 

setzen, und sich dabei bereits 2019 nach REDcert zertifizieren 

lassen. Sie fokussieren ihren Substratmix nun 

auf Reststoffe wie Pferdemist und haben die Anlage 

durch neue Fütterungs- und Zerkleinerungstechnik 

sowie die Behälter auf die Vergärung 

anspruchsvoller Stoffe entsprechend 

erweitert und ertüchtigt. 

Konsequent: 

Biogasaufbereitung 

Schelmrather Hof und 

CNG-betriebener Pkw 

des Betreibers. 

86


PRAXIS 

FOTOS: SCHALLER 

Flottenbetreiber sollten auch an 

Biomethan denken 

„Viele haben nur Elektro- und Wasserstoffmobilität 

als einzige Alternativen zum Diesel im Blick. Das erschwert 

innovative regionale Projekte mit Biomethan 

enorm. Außer, die Beteiligten werden durch Richtlinien, 

gezwungen etwas zu ändern, erst dann bekommt 

Bio-CNG durch den großen Kostenvorteil Aufmerksamkeit“, 

berichtet Daniel Königs. 

Er verfolgt aber den eigenen Weg weiterhin mit Konsequenz. 

„Leider haben die Stadtwerke unser Angebot 

nicht angenommen, unser Biomethan an ihren CNG- 

Tankstellen einzusetzen. Jetzt planen wir, eine eigene 

Tankstelle zu errichten, um selbst die Verkehrswende 

mitzugestalten.“ 

Auch im Rahmen seiner Masterarbeit arbeitet er sich 

in die unübersichtlichen Zertifizierungs- und Vermarktungsregeln 

ein. Er wird am Ball bleiben, um das Beste 

für den Betrieb und das gemeinsame Ziel Umweltschutz 

herauszuholen, denn er sieht trotz der lokalen 

Hindernisse große Absatzchancen für Biomethan auf 

dem Kraftstoffmarkt. „Allerdings frage ich mich auch, 

woher die jetzt schon immer größer werdenden Mengen 

an Ökostrom und Biomethan als Kraftstoff kommen 

können“, so Königs weiter. 

Betrieb immer wieder neu erfunden 

Dipl.-Ing. agr. Bernd-Josef Wenning und sein Vater 

sind in Rhede im westlichen Münsterland Biogasproduzenten 

der ersten Stunde und betreiben zudem seit 

10 Jahren eine Biogasaufbereitung. Auf die Frage, wie 

er mit dem Verlust der entfallenden Netzentgelte umgehe, 

antwortet er sogleich, dass es ihren Betrieb eigentlich 

schon längst nicht mehr geben dürfte, hätten 

sie sich nicht immer neu erfunden. 

Sein Vater hat 1980 nach der zweiten Ölkrise mit sehr 

viel Mut und Pioniergeist die erste deutsche Biogasanlage 

in Betrieb genommen, um für seinen landwirtschaftlichen 

Betrieb inklusive einer Brennerei eine 

weitestgehende Energieautarkie bei der Dampferzeugung 

zu erzielen. Als vor 15 Jahren der wirtschaftliche 

Betrieb ihres Blockheizkraftwerks (BHKW) nicht mehr 

gegeben war, haben sich Vater und Sohn bereits damals 

bei RWE darum bemüht, ins Erdgasnetz einspeisen 

zu können – zunächst erfolglos. 

2007 entwickelte Fraunhofer eine der ersten ORC-Anlagen 

auf dem landwirtschaftlichen Betrieb Wenning, 

die dort mit dem größten der drei BHKW gekoppelt war 

und zusätzlichen Strom aus der Abgaswärme erzeugte. 

Dadurch ergab sich der Kontakt zur Abteilung für regenerative 

Energien bei Eon. Mit Inkrafttreten der neuen 

Netzzugangsverordnung und mit Eon als Partner konnte 

die Biogaseinspeisung ins RWE-Netz schließlich 

realisiert werden. 

Nun versorgt die Anlage Abnehmer in den nahegelegenen 

Orten Rhede und Bocholt. Neben der Bedienung 

des Wärmemarktes kann Bernd-Josef Wenning dank 

Zertifizierung seines Betriebes 

über Eon auch Mineralölkonzerne 

mit Kraftstoff beliefern. 

Damit und wegen der höheren 

Anrechnung der Gülle könne 

er den Wegfall der Vergütung 

der entfallenen Netzentgelte 

ausgleichen. 

Nach mehr als vierzigjähriger 

Biogaserfahrung ist er weiterhin 

zuversichtlich, auf das 

richtige Pferd zu setzen. „Um 

uns in der Energie breit aufzustellen, 

brauchen wir neben 

Strom und Wasserstoff auch 

Biomethan und Biodiesel im 

Portfolio unseres Energiesystems. 

Wir sind auch weiterhin 

bestrebt, innovative Wege zu 

gehen, zum Beispiel durch 

die Nutzung von CO 2 

aus der 

Aminwäsche und grünen Wasserstoff“, 

lässt Wenning einblicken. 

bmp greengas handelt mit 

grünen Gasen und stellt sein 

Lieferantenportfolio in Orientierung an die aktuellen 

und künftigen Märkte zusammen. Stefan Schneider, 

Head of Sales und Purchasing, sieht, dass neben dem 

sogenannten EEG-Markt als Basis zunehmend die Industrieversorgung 

mit grünen Gasen und die Belieferung 

mit Kraftstoff im Transportsektor von Bedeutung 

sind. Aber es ginge nicht nur um vertriebliche Unterstützung, 

auch zur Minimierung des Absatzrisikos böten 

Händler wie bmp greengas Vorteile. 

„Nicht jeder Produzent kann seine Gasmengen kontinuierlich 

absetzen. Wir übernehmen das Gas der 

Lieferanten und kümmern 

uns um die Vermarktung – 

bundesweit, aber auch international. 

Der Produzent 

wiederum kann sich auf sein 

Kerngeschäft konzentrieren. 

Jeder macht so, was er am 

besten kann“, sagt Schneider. 

Die Höhe des Lieferpreises 

sei dadurch auch abhängig 

vom übernommenen Risiko, 

man arbeite sowohl mit 

Einmallieferungen als auch mit Langzeitverträgen 

mit Zeiträumen von bis zu 15 Jahren. Dabei sei Ende 

letzten Jahres ein absolutes Preistief zu verzeichnen 

gewesen, doch mittlerweile verbessere sich die Situation. 

Schließlich setze man sich als Unternehmen 

gemeinsam mit Lieferanten und Abnehmern dafür ein, 

die Klimaziele durch grüne Gase zu erreichen. 

Aufwändig: die Anpassung 

der vorhandenen 

Anlagentechnik an 

neue Substrate, wie 

zum Beispiel Pferdemist. 

„Wir übernehmen das 

Gas der Lieferanten 

und kümmern uns um 

die Vermarktung“ 

Stefan Schneider 

87

PRAXIS 


Fortschrittlich: Dipl.-Agr. Ing. 

Bernd-Josef Wenning. 

„Wir sind schnell, wir 

können liefern!“ 

Horst Seide, Betreiber 

einer Biogasanlage und 

mehrerer Biomethantankstellen 

sowie Präsident des 

Fachverbandes Biogas, 

zeichnet auch ein insgesamt 

positives Bild: „Nach 

längerer Durststrecke für 

Betreiber von Biomethananlagen 

tun sich bei der 

Marktentwicklung nun in 

zweifacher Hinsicht Lichtblicke 

auf: Erstens bietet 

das EEG jetzt größere 

Ausschreibevolumina, die 

auch wirtschaftlich zu erfüllen sein müssten. 

Biogas bzw. Biomethan bietet ja dem 

Stromsektor große Vorteile mit einer derzeitigen 

Speicherreserve von einem Jahr und 

der punktgenau möglichen Lieferkapazität. 

Zweitens entwickelt sich der Kraftstoffsektor 

vielversprechend, weil die Quoten für 

die Verwertung von Gülle, Mist, Stroh und 

anderen Abfällen bei der Treibhausgas-Bilanzierung 

besonders vorteilhaft 

gewertet werden.“ 

Seiner Meinung nach 

dürfte sich ein erheblich 

größerer Markt im 

Kraftstoffsektor als im 

Stromsektor auftun und 

wirtschaftlich umsetzbare 

Geschäftsmodelle für 

Betreiber bieten. Schon 

im vergangenen Jahr 

habe sich der Absatz von 

beispielsweise verflüssigtem 

Gas in Form von LNG 

verdreifacht. Natürlich 

seien gewisse Schwierigkeiten 

zu bewältigen, angefangen 

von der Umstellung auf andere 

Substrate über die Zertifizierung sowie bei 

genehmigungsrechtlichen Verfahren zur 

Anpassung an die Veränderungen. Die entfallenen 

Netzentgelte wieder zu vergüten, 

wird zwar weiterhin seitens des Fachverbandes 

gefordert, jedoch sieht Seide hier 

keine positiven Signale seitens der Politik. 

Dennoch dürfe sich der Aufwand wiederum 

lohnen, denn die Chancen zur Ausschöpfung 

der Biomethanpotenziale seien groß. 

„Alle bestehenden Biogasanlagen zusammengenommen 

haben eine Biomethankapazität 

von 11,6 Terawattstunden pro Jahr 

(TWh/a), mit dem bisher nicht genutzten 

Aufkommen an Gülle und Mist ergäben 

sich theoretisch nochmals 20 TWh/a, aus 

Stroh kann auch eine ähnliche Größenordnung 

erzeugt werden“, prognostiziert 

Seide. 

Aufgrund der Nachfrage ließe sich die Biomethanproduktion 

verdoppeln bis verdreifachen. 

Ähnlich hohe Effekte seien auch 

von der Weiterentwicklung im Bereich 

Power-to-Gas zu erwarten. Nun bliebe erst 

einmal abzuwarten, welche Weichen die 

neue Bundesregierung stellen wird, dann 

könne man im Herbst neue Aktivitäten abstimmen 

und anstoßen. Seide betont: „Wir 

sind schnell, wir können dann liefern!“ 

Grüne pro Biogas und neuem 

Strommarktdesign 

Von politischer Seite erklärt Julia Verlinden 

von den Grünen, dass sie sich weiter- 

Geisberger BGJ 4_2021.pdf 1 07.06.21 12:58 

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NEUHEIT 

schwarzstartfähig 

notstromfähig 

Inselbetrieb 

Inselbetrieb 

mit 

mit 

Biogas 

Biogas 

50-550 

50-550 

kW 

kW


PRAXIS 

FOTO: PRIVAT 

hin für Biomethan einsetzen werden. „Als 

Grüne Bundestagsfraktion setzen wir uns 

dafür ein, dass die Energieerzeugung aus 

Biogas- und Biomethananlagen erhalten 

bleibt. Die Anlagen sollen dabei möglichst 

weitgehend auf Rest- und Abfallstoffe sowie 

ökologisch sinnvolle Substrate umgestellt 

werden. Biomethan und damit die 

Einspeisung von grünem Gas in die Netze 

leistet einen wichtigen Beitrag zur Systemstabilität“, 

ist Verlinden überzeugt. 

Und sie ergänzt: „Ein zukunftsweisender 

Baustein ist es daher, Vor-Ort-Verstromungsanlagen 

– wo möglich – auf die 

Biogasaufbereitung und -einspeisung umzurüsten 

und kleine Anlagen zusammenzuschließen. 

Die Rahmenbedingungen, wie 

etwa die Gebotshöchstwerte von Neu- und 

Altanlagen, sollten entsprechend angepasst 

werden.“ 

Insgesamt sei es notwendig, das Strommarktdesign 

auf neue Füße zu stellen und 

Abgaben und Umlagen neu auszurichten, 

um einer sicheren und kostengünstigen 

Stromversorgung mit 100 Prozent Erneuerbaren 

Energien den Weg zu ebnen. Hierfür 

hätten die Grünen als Bundestagsfraktion 

erst kürzlich einen Vorschlag für ein neues 

Strommarktdesign veröffentlicht. 

Shell will grüner werden 

Wenn auch jeweils individuelle Bedingungen 

bestehen, so äußern sich alle Akteure 

zuversichtlich. Ein gutes Signal ist auch das 

Urteil aus Den Haag, das Shell verpflichten 

soll, den CO 2 

-Ausstoß bis 2030 deutlich zu 

verringern. Nicht erst seit diesem Richterspruch 

bemühen sich die Mineralölkonzerne 

aktiv um Nachhaltigkeit. „Die Weichen 

für eine nachhaltigere Zukunft als Netto- 

Null-Emissionen-Unternehmen haben wir 

schon gestellt, wie unter anderem der Bau 

einer Anlage für Grünen Wasserstoff und 

unsere geplante Bio-LNG-Anlage für den 

Schwerlastverkehr belegen,“ erklären Vertreter 

der Shell Rheinland Raffinerie am 

20. Mai 2021 anlässlich der Gründung des 

„Energy Campus“. 

Dieser soll als Synergie-Plattform die Zusammenarbeit 

von Shell mit führenden Vertreterinnen 

und Vertretern aus Forschung 

und Lehre, Unternehmenspartnern sowie 

innovativen Start-ups fördern, um gemeinsam 

neue Lösungen für die Energiewende 

speziell im Rheinischen Revier zu entwickeln 

und auf diese Weise aktiv zum Erreichen 

der deutschen Nachhaltigkeits- und 

Klimaziele beizutragen. 

Es geht allen um gemeinsame Ziele, allerdings 

bleibt abzuwarten, wie die Wertschöpfungskette 

– vom Familienbetrieb 

am einen Ende bis zum Großkonzern am 

anderen – ein für alle auskömmliches Einkommen 

bietet. Letztendlich ist das die 

Voraussetzung für eine erfolgreiche Umsetzung 

politischer Zielsetzungen zum Klimaschutz. 

Autorin 

EUR ING Marie-Luise Schaller 

ML Schaller Consulting 

mls@mlschaller.com 

www.mlschaller.com 

Fachfirma der Bauwerksabdichtung 

DR. KERNER 

Denken und Handeln für die Zukunft 

Ich bin Erfinder der Auffangwanne aus Kunststoffbahnen und habe über 60 Jahre Berufserfahrung als Selbstständiger. 

Die Auskleidung mit HDPE ist nachhaltig, weil sie keine Nachbehandlung oder Pflege benötigt. Sie hat eine 

Haltbarkeit von mindestens 100 Jahren. 

Wir kleiden nach meinem System Behälter jeglicher Größen und Formen aus und versehen sie mit einem 

Leckage-Erkennungs-System (LES). Einwandige Behälter können zu doppelwandigen umgerüstet werden. Das 

Verfahren ist geeignet für Fermenter, Nachgärer und Endlager. 

Die Auskleidung ist gegen aggressive Medien beständig. 

Unsere Leistungen: 

• Bodenabdichtungen (Tiefbau) 

• Behälterabdichtungen, Leckschutzauskleidung 

• Schwimmbad- und Teichabdichtungen 

Kontakt: 

Dipl.-Ing.-Agr. Franz Kerner 

Hohewartstr. 131 

70469 Stuttgart 

Tel.: 0711 – 81 44 59 I Fax: 0711 – 85 34 19 I E-Mail: info@dr-ing-kerner.de I Website: www.dr-ing-kerner.de 

89

PRAXIS 


Mit intensiver 

Wärmenutzung 

sinkende 

Stromerlöse 

kompensieren 

Die Fischmast ist 

eine Möglichkeit, 

die erzeugte Energie 

einer Biogasanlage zu 

verwerten. 

In nächster Zeit endet für immer mehr Biogasanlagen der erste Vergütungszeitraum im 

EEG. Für Betreiber der Anlagen stellen sich damit Zukunftsfragen. Die Kernfrage ist: Wie 

die Anlage weiterbetreiben bei sinkenden Stromerlösen in der EEG-Anschlussförderung? 

Klar ist, dass die Substratkosten sinken und zusätzliche Einnahmequellen erschlossen 

werden müssen. Nachfolgend ein Modell-Beispiel mit einer Lohn-Fischmast, in dem die 

Wärmenutzung eine größere Bedeutung gewinnt. 

Von Rainer Casaretto und Dr. Petra Rabe 

Die fiktive bestehende Biogasanlage fällt 2024 

aus der Festvergütung des 2004er EEG. Der 

Betreiber sieht in der Stromerzeugung aus 

Biogas keine vernünftige Perspektive für die 

Zukunft. Die erzeugte thermische Energie kann derzeit 

nicht verwertet werden und muss in den Sommermonaten 

weggekühlt werden. Die Altanlage ist ausgelegt 

für 1,6 Megawatt (MW) elektrische Leistung und setzt 

bisher 21.000 Tonnen (t) Maissilage, 5.800 t Zuckerrüben, 

2.500 t Hühnertrockenkot (HTK) und 1.600 t 

Rindermist ein. 

Das Behältervolumen beträgt 7.300 Kubikmeter (m³) 

in der Fermentation und 15.000 m³ zur Lagerung. Eine 

bestehende Aquakultur benötigt eine Ausweitung ihrer 

Produktion um weitere 400 Tonnen Schlachtgewicht 

pro Jahr. Sie hat den Marktzugang, übernimmt eine 

Abnahmegarantie für diese 400 Tonnen und garantiert 

einen Mindestpreis pro Kilogramm Schlachtgewicht. 

Die Aufgabe für die bestehende Biogasanlage besteht 

darin, die für die Fischmast benötigte Wärme und 

Elektrizität zu liefern und die Setzlinge, die ihr von der 

Aquakultur geliefert werden, bis zum Schlachtgewicht 

zu mästen (Lohnmästerei). Gleichzeitig sollen die 

Kosten für die eingesetzten Substrate gesenkt werden, 

indem vorwiegend landwirtschaftliche Reststoffe in 

der Biogasanlage eingesetzt werden. Um diese in der 

Biogasanlage verwerten zu können, ist das Vorschalten 

einer semi-aeroben Hydrolyse vor den Fermenter 

vorgesehen. 

Die notwendige Investition in eine Anlage zur Fischmast 

und ihr Betrieb erfolgen innerhalb der Biogas- 

Gesellschaft, die Abgabe von Strom und Wärme ist 

damit ein betriebsinterner Verbrauch. Zwischen Biogasabteilung 

und Fischmastabteilung wird verrechnet, 

Unternehmensziel ist nicht mehr die Erzeugung 

von elektrischer Energie, sondern die Erzeugung von 

ökologisch besonders wertvollem Fischfleisch, das frei 

von Antibiotika und Mikroplastik ist und zudem eine 

negative CO 2 

-Bilanz aufweist. 

Im Folgenden simulieren wir eine Musteranlage auf 

Basis der bestehenden Anlage. Die Anlage sei per 

2024 vollständig abgeschrieben und schuldenfrei. 

FOTO: ADOBE STOCK_YURII ZUSHCHYK 

90


PRAXIS 

Tabelle 1: Technische Parameter 

Tabelle 2: Rezeptur 

Stromerzeugung 

4.459.599 kWh 

Geflügelmist 

2.350 t 

Wärmeerzeugung 

5.224.200 kWh 

Stroh 

3.716 t 

Eigenstromverbrauch Gärstrecke 

334.852 kWh 

Summe Rohstoffe 

6.066 t 

Wärmeverbrauch Gärstecke 28,00 % 

Rohgasmenge aus dieser Rezeptur 

1.840.100 Nm³ 

Wärmeverbrauch Gärstecke 

1.462.776 kWh 

Mittlere Rohgasmenge je Tonne der Rezeptur 

303,35 Nm³ 

Stromverbrauch Fischmast 

275.700 kWh 

Methangehalt im Rohgas der Rezeptur 59,30 % 

Wärmeverbrauch Fischmast 

3.650.000 kWh 

Methanmenge 

1.091.179 Nm³ 

Gesamtwärmeverbrauch 

5.112.776 kWh 

Mittlere Methanmenge je Tonne aus der Rezeptur 

179,88 Nm³ 

Stromverkauf nach Eigenverbrauch 

3.849.047 kWh 

Gesamte gewonnene Bioenergie 

10.876.875 kWh 

Ausschreibungserlös 

12,79 ct/kWh el 

Mittlere Energiedichte pro Tonne Rohstoff 

1.793 kWh 

Ausschreibungserlös 492.293 € 

Quelle: Dr. Rabe und eigene Berechnungen 

Abseparierte Gärrestmasse 

Quelle: Dr. Rabe und eigene Berechnungen 

8.541 t 

Tabelle 3: Herleitung der Kosten für elektrische und 

thermische Energie 

Tabelle 4: Investition in eine Fischmastanlage für 

400 Tonnen Schlachtgewicht pro Jahr 

Zugeführte Bioenergie 

Erzeugte BHKW-Energie 

Verlust 

10.876.875 kWh 

9.683.799 kWh 

1.193.076 kWh 

Gebäude und maschinelle Anlagen 2.000.000 € 

Bodenwert 250.000 € 

Investitionssumme 2.250.000 € 

Produktionskosten 547.991 € 5,66 ct/kWh 

Produktionskosten el. 252.362 € 2,61 ct/kWh el 

Produktionskosten th. 295.629 € 3,05 ct/kWh th 

Förderfähige Summe 2.000.000 € 

Verlorener Zuschuss 47 % 

Verlorener Zuschuss 940.000 € 

Eigenkapital 250.000 € 

Fremdkapital 1.060.000 € 

Es werden also keine Buchungen für Abschreibungen 

oder Fremdkapitalzinsen aus der Altanlage stattfinden. 

Die folgenden Berechnungen erfolgen ohne jeglichen 

Aufschlag von Steuern oder Gebühren. Die sich so ergebenden 

Werte können die Leser somit um ihre individuellen 

Abschreibungen und Fremdkapitalzinsen 

ergänzen. 

Ausgangsdaten für die neue Simulationsrechnung gemäß 

Fischmastbedarf: Der Betreiber geht von einem 

Ausschreibungserlös von 12,79 Cent (ct) je Kilowattstunde 

(kWh) elektrisch aus, da er sich in der Nordregion 

befindet (siehe hierzu Seite 46 im Biogas-Journal- 

Sonderheft vom Februar 2021). Der nebenstehenden 

Tabelle 2 kann man entnehmen, dass der Massestrom 

auf 6.066 t signifikant reduziert wurde. Die abseparierte 

Gärrestmasse beträgt mit 8.541 t mehr als die 

zugeführte Rohstoffmasse, weil die zur Verdünnung 

benötigte Fischgülle in der festen Phase der Gärrestmasse 

enthalten ist. 

Hier wurde auf der Basis der rheologischen Anforderungen 

genau berechnet, welche Menge Fischgülle 

zugeführt werden muss, um die Durchmischbarkeit 

zu gewährleisten. Der Methangehalt wurde durch die 

semi-aerobe Hydrolyse auf 59,30 Prozent angehoben, 

die mittlere Energiedichte aus Stroh und Geflügelmist 

beträgt 1.793 kWh, die NH 4 

-N-Fracht liegt bei 5,0 

Gramm pro Liter. 

Tabelle 3 zeigt die dem Blockheizkraftwerk (BHKW) 

zugeführte Bioenergie aus den fermentierten Rohstoffen, 

die vom BHKW daraus erzeugte Energie in elektrischer 

und thermischer Form sowie den Energieverlust, 

der produktionsimmanent ist. Würde man, wie branchenüblich, 

nur die Kosten in ct pro kWh elektrisch 

ausdrücken, ergäben sich: 5,66 ÷ 0,41 = 13,80 ct/ 

kWh ohne AfA, Gebühren und Zinsen aus Altschulden. 

Tabelle 4 ermöglicht uns eine genaue Zuordnung der 

jeweiligen Kosten in der Fischmast. 

Tabelle 4 zeigt die Summe, für die der Betreiber/Investor 

haftet. Das sind die 250.000 Euro Eigenkapital 

durch einen möglichen Verlust des eingebrachten Geländes 

und die Haftung für das geliehene Fremdkapital 

von 1.060.000 Euro. Sein Unternehmerlohn 

91

PRAXIS 


Tabelle 5: Kostenkalkulation Fischmast für 400 t 

Schlachtgewicht pro Jahr 

Futtermenge 

360,00 t 

Futterkosten pro kg 0,97 € 

Summe Futterkosten 349.200 € 

Setzlinge 290.000 

Kosten pro Setzling 0,17 € 

Summe Kosten der Setzlinge 49.300 € 

Personalkosten 40.000 € 

Verwurf 1,00 % 

Verwurf 

4,00 t 

Transportkosten pro kg 0,13 € 

Transportkosten Schlachtmenge 51.480 € 

Jahresstrombedarf 

Preis je kWh Strom von der betriebseigenen BGA 

275.716 kWh 

0,00 ct/kWh 

Stromkosten 0 € 

Jahreswärmebedarf 

Preis je kWh Wärme von der betriebseigenen BGA 

3.650.000 kWh 

0,00 ct/kWh 

Wärmekosten 0 € 

Wasserbedarf 30.000 m³ 

Preis je m³ 0,80 € 

Wasserkosten 24.000 € 

Gesamtkosten Fischmast 513.980 € 

Tabelle 6: Kalkulation aller Erlöse 

Erlöskalkulation für verkaufte Fischmenge 

Tabelle 7: Investorensicht ohne mögliche Erlöse 

aus dem Verkauf von Gewürzen (Aquaponik) oder 

CO 2 

-Erlösen 

396,00 t 

Preis pro kg Schlachtgewicht Wels 2,02 € 

Umsatzerlös aus der Fischmast 798.092 € 

Stromerlös in der Ausschreibung 492.293 € 

Umsatzerlös gesamt 1.290.385 € 

Erlössumme Fischmast 798.092 € 

Erlössumme Stromverkauf 492.293 € 

Kostensumme BGA und Fischmast ohne Investitions- 

und Risikokosten der Fischmast und der 

Altschulden 

1.061.971 € 

Risikozinssatz 7,46 % 

Risikokosten = Unternehmerlohn für mögliche 

Fremdkapitalhaftung und Eigenkapitalverlust 

97.726 € 

Fremdkapitalzinsen 4,00 % 

Betrachtungszeit in Jahren 10 

Annuität aus Altschulden 0 € 

Annuität aus der Investition in die Fischmast 130.688 € 

Delta 0 € 

max-F 1.060.000 € 

muss also mindestens die Risikokosten für diese Summe 

von 1.310.000 Euro decken und rechtfertigen. 

Tabelle 5 zeigt die reinen Betriebskosten aus der Lohnmast 

ohne die Annuität für das Fremdkapital und ohne 

Risikokosten. In Tabelle 7 ist die Kostensumme der 

BGA (Betriebskosten, Rohstoffkosten und Annuität 

aus der nötigen Zusatzinvestition in die semi-aerobe- 

Hydrolyse) enthalten. Diese Kostensumme erhöht sich 

nun um die Kosten für das getragene Unternehmerrisiko 

mit einem Zinssatz von 7,46 Prozent auf 1.310.000 

Euro und der Annuität für 1.060.000 Euro. Das Delta 

zwischen Kosten und Erlösen beträgt bei einem Erlös 

von 2,02 Euro pro kg Schlachtgewicht null. 

Betrüge es weniger als null, wäre das aufgenommene 

Fremdkapital nur zu bedienen, wenn sich die Risikokosten 

reduzieren würden. Kämen hingegen Zusatzerlöse 

aus dem Verkauf von CO 2 

-Zertifikaten oder dem Verkauf 

von Gewürzen aus Aquaponik zum Tragen, könnte 

bei einem unveränderten Preis pro kg Schlachtgewicht 

auch der Preis je kWh Stromerlös in der Ausschreibung 

abgesenkt werden. 

Dieser Fachartikel zeigt auf, wie sehr der benötigte 

Strompreis einer konventionellen Biogasanlage durch 

Wärmeerlöse bestimmt wird. Schon in der Vergangenheit 

hätte die mögliche Wärmeleistung eines BHKW 

deutlich höher liegen können, wenn nicht Fehlanreize 

im Sinne der Stromkennzahl dies verhindert hätten. Die 

intensivere Wärmenutzung ist also eine Möglichkeit, 

sinkende Stromerlöse auszugleichen. Nun können und 

sollen nicht alle Biogasanlagen künftig Fische mästen. 

Es geht vielmehr darum, kreative Ideen zu finden, um 

den Weiterbetrieb von Biogasanlagen bei überschaubarem 

Risiko zu erreichen. 

Autoren 

Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto 

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93

PRAXIS 


Wärme aus Biogas, 

Holz und Wind 

Lucy Gronitz vom Ingenieurbüro 

Sing zeigt 

auf die Power-to-Heat- 

Anlage. Sie besteht aus 

drei gleichen Modulen 

und leistet insgesamt 

4,7 MW el 

. 

Mit einem für den ländlichen Raum neuartigen Sektorenkopplungs-Projekt baut die 

oberbayerische Gemeinde Fuchstal derzeit ihre Wärmeversorgung aus: Überschüssiger 

Windstrom soll mit einer Power-to-Heat-Anlage in Wärme umgewandelt und in einem 

5.000 Kubikmeter großen „Wärmetopf“ gespeichert werden. Parallel dazu wurde die 

Wärmeerzeugung einer Biogasanlage um ein komplettes Holzheizwerk erweitert. 


In der Gemeinde Fuchstal beginnt die Energiezukunft. 

Was so unbestimmt bedeutungsschwanger 

klingt, gilt in der im Voralpengebiet direkt am Lech 

gelegenen Gemeinde ganz konkret: „Energiezukunft 

Fuchstal“ heißt das neue Großprojekt, das 

dort zurzeit umgesetzt wird. Zentral gelegen zwischen 

den Hauptorten Asch und Leeder baut die Gemeinde 

eine Heizzentrale, in der aus überschüssigem Windstrom 

Wärme produziert und einem 5.000 Kubikmeter 

(m³) großen Speicher zugeführt wird. 

Bei den vier Fuchstaler Windrädern mit 12 Megawatt 

(MW) Gesamtleistung sind rund 600.000 Kilowattstunden 

(kWh) Strom im Jahr von der Abregelung 

bei negativen Börsenstrom-Preisen gemäß Paragraf 

51 EEG betroffen. Weil gleichzeitig das Nahwärmenetz 

step-by-step wächst, hat die 4.000-Einwohner- 

Gemeinde zusammen mit einem Ingenieurbüro das 

Sektorenkopplungs-Projekt entwickelt, zu dem auch 

noch ein Batteriespeicher gehört. Die Investitionssumme 

des Projektes von 5,2 Millionen (Mio.) Euro wird 

vom Bundesumweltministerium (BMU) im Rahmen 

der Nationalen Klimaschutzinitiative mit 3,9 Mio. Euro 

gefördert. 

Regionalstrom und Wärmenetz 

Fuchstal ist weit über seine Grenzen hinaus als Vorreiterkommune 

für Erneuerbare Energien bekannt. Mehr 

als das Anderthalbfache des Stromverbrauchs in der 

gesamten Gemeinde wird hier aus Windkraft, Photovoltaik, 

Biogas und Kleinwasserkraft vor Ort erzeugt. Seit 

letztem Jahr können die Bürger „Fuxstrom“ beziehen; 

eine eigene, von einem Regionalstrom-Kooperationspartner 

angebotene Strommarke. Das Wärmenetz mit 4 

Kilometern Trassenlänge und 150 Anschlussnehmern 

betreibt die Gemeinde selbst, während die Wärme von 

einem Biogas-Unternehmen geliefert wird. 

Die im Außenbereich von Leeder gelegene Biogasanlage 

von Roland Gröber und Werner Ruf trägt mittlerweile 

verstärkt zur „Energiezukunft“ bei: Sie ist schon 

über eine 1,2 Kilometer lange Leitung mit der neuen 

Heizzentrale verbunden. Weil die Anlage mit ihrer Wärmeauskopplung 

von rund 600 Kilowatt (kW) zu klein 

für das wachsende Netz geworden war, hat die Gemeinde 

nach einer weiteren Wärmequelle gesucht. „Wir haben 

angeboten, auch die Spitzenlast mit CO 2 

-neutraler 

Wärme aus Waldhackschnitzeln zu decken und die 

Wärme aus einer Hand zu liefern. Im Wärmelieferver- 

FOTOS: CHRISTIAN DANY 

94


PRAXIS 

„Energiezukunft“ im Bau: Die Gemeinde Fuchstal baut zurzeit ihre neue Heizzentrale. Hier 

wird eigentlich keine Energie erzeugt, sondern Energie umgewandelt und gespeichert. 

Mit Power-to-Heat wird aus überschüssigem Windstrom Wärme zur Zwischenlagerung in 

einem 5.000 m³ großen Speicher. 

Der 5.000-m³-Wärmespeicher: Das Heizwasser ist 

bereits eingefüllt. Als nächstes wird eine Dämmschicht 

angebracht und der Speicher dann mit 

einer grün-grauen Trapezblech-Haut verkleidet. 

trag ist festgehalten, dass wir bevorzugt Hackschnitzel 

aus dem Gemeindewald beziehen“, verrät Ruf. So bauten 

Gröber und er letztes Jahr am Biogas-Standort ein 

komplettes Holzheizwerk mit 1 MW Feuerungswärmeleistung 

und investierten dafür 1,5 Mio. Euro. 

Gegen neue Gärstrecke entschieden 

Das sei Ruf zufolge eine wohlüberlegte unternehmerische 

Entscheidung gewesen. Wesentlicher Vorteil sei, 

dass Teile der erforderlichen Logistik an dem Standort 

schon da seien: eine Fahrzeugwaage etwa, das Bürogebäude 

und natürlich der Anschluss ans Wärmenetz. 

Zwar hätten auch Spitzenlastdeckung im Wärmenetz 

und Flexibilisierung der Biogasanlage miteinander 

verbunden werden können, aber: „Mit dem Zubau von 

BHKW-Leistung wäre es nicht getan gewesen. Ich krieg 

im Winter nicht mehr Gas aus dem System raus. Das 

heißt, wir hätten eine komplett neue Gärstrecke und 

einen Gasspeicher dazubauen müssen.“ 

„In der Ausbildung hab ich viel über Hydraulik und 

Pumpenergie gelernt“, sagt Ruf. Der Fischwirtschaftsmeister 

betreibt eine eigene Fischzucht und wenige 

Kilometer entfernt eine weitere Biogasanlage, die ein 

Seniorenheim mit Wärme versorgt. Ruf denkt in Effizienzkategorien: 

Solarstrom vom eigenen Betriebsgebäude 

im Verbund mit einem Batteriespeicher deckt 

den Eigenstrom-Verbrauch der Biogasanlage in Leeder. 

Diese ging 2005 ans Netz. 2012 wurde die An- 

Heizkreisverteiler mit 

den zwei Platten- 

Wärmetauschern im 

Betriebsgebäude. 

Power-to-Heat-Anlage. 

95

PRAXIS 


„Die Energiewende bei 

uns daheim“ ist eine 

Karte an der Tür von 

Bürgermeister Erwin 

Karg betitelt. 

schlussleistung von 750 auf 1.000 kW erhöht. Das 

Biogas wird seitdem in vier gleichen Blockheizkraftwerken 

(BHKW) verwertet, jedes leistet 250 kW el 

und 

200 kWth. Der hohe elektrische Wirkungsgrad ist dem 

sogenannten „Compounder“ zu verdanken, mit dem 

die Motoren ausgestattet sind. „Das ist eine dem Turbolader 

nachgeschaltete Turbine zur Nutzung des Abgasdrucks“, 

erklärt der Energiewirt. 

Jahreszeitliche Verschiebung 

Ruf glaubt an die Zukunft von Biogas hier am Standort: 

„In zwei oder drei Jahren gehen wir in die Ausschreibung.“ 

Ihm ist bewusst, dass er mit der bestehenden 

Ausstattung aufgrund der Flexibilisierungsanforderungen 

dann auf 450 kW Bemessungsleistung reduzieren 

muss. Das möchte er durch jahreszeitliche Verschiebung 

– Ruf: „der größte Vorteil der Biogaserzeugung“ – 

erfüllen. Ein oder zwei BHKW könnten dann im Sommer 

zeitweise stillstehen. Dank des großen Wärmespeichers 

der Gemeinde reiche die Biogaswärme dennoch 

für die sommerliche Grundlast. 

Für die neue Hackschnitzel-Trocknung wird in Leeder 

Restwärme eingesetzt: zum einen von den Ladeluftkühlern 

der vier BHKW gewonnene, noch 50 bis 60 

Grad Celsius warme Luft. Zum anderen lässt sich das 

rücklaufende Heizwasser des Wärmenetzes, das im 

Sommer wegen der geringen Abnahme noch 60 Grad 

Celsius hat, zur Erwärmung der Trocknungsluft nutzen. 

Das senkt die Rücklauftemperatur auf 50 Grad Celsius, 

verbessert die Temperaturspreizung und damit die Effizienz 

im Netz. Ruf hat bislang auch den Netzbetrieb 

betreut. Rechtzeitig zum Bau der Heizzentrale hat die 

Gemeinde nun hierfür einen Techniker eingestellt. Um 

die Heizzentrale und ihre Bestandteile zu erklären, ist 

Lucy Gronitz vom planenden Ingenieurbüro Sing in 

Landsberg aus der nahen Kreisstadt auf die Baustelle 

gekommen: In einer Ecke des Grundstücks befindet 

sich die Trafostation, in der der Windstrom auf 690 

Volt Wechselspannung umgespannt wird und dann zur 

Power-to-Heat-(P2H) Anlage gelangt. Der Elektroheizer 

hat eine Leistungsaufnahme von etwa 4,7 MW. 

Batteriespeicher mit 3,2 MWh Kapazität 

„Die Anlage besteht aus drei gleichen Modulen“, erläutert 

Gronitz, „das sind Durchlauferhitzer mit Heizstäben, 

die als Ohmscher Widerstand wirken. Der Wirkungsgrad 

liegt bei 95 Prozent.“ In einem Container 

werde noch der Batteriespeicher mit einer Kapazität 

von 3,2 Megawattstunden (MWh) und einer Ladeleis- 

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PRAXIS 

„Die ideale Vorlauftemperatur 

soll künftig bei 

80 Grad Celsius liegen“ 

Lucy Gronitz 

tung von 5,8 MW el 

untergebracht. Falls mehr Strom 

ankomme, als die P2H-Anlage aufnehmen könne oder 

wenn der Wärmespeicher schon voll beladen sein sollte, 

wandere der Strom in den Lithium-Ionen-Speicher, 

der dann zeitversetzt die Energie zur Wärmeerzeugung 

bereitstelle. „Wärmespeicher und P2H-Anlage sind 

hydraulisch vom Wärmenetz getrennt. Das verhindert 

bei einer möglichen Leckage im Netz ein Austreten von 

Riesenmengen an Wasser aus dem Wärmespeicher“, 

begründet Gronitz die indirekte Einbindung. Die Kegeldachspitze 

des Stahlriesen sei 16 Meter hoch bei 

einem Durchmesser von 20 Meter. Soeben habe die 

Befüllung des 5.000 m³ fassenden Wärmespeichers 

mit Wasser abgeschlossen werden können. 

„Wenn der Speicher dann in Betrieb ist, wird die Wärme 

geschichtet zwischengespeichert und im Bedarfsfall 

über den Plattenwärmetauscher ins Netz abgegeben“, 

so die Planerin. Sowohl die Speicherung der Wärme 

über längere Zeiten als auch die Ein- und Ausspeisung 

über Wärmetauscher sorgten für Verluste, sodass das 

Ingenieurbüro mit einem Wirkungsgrad des Speichers 

von 80 Prozent rechne. 

„Die P2H-Anlage speist den Wärmespeicher mit 95 

Grad heißem Wasser. Bei einem Wärmetausch-Vorgang 

verlieren wir 5 Grad Celsius Temperatur“, erklärt Gronitz, 

„bislang ist das Netz mit einer Vorlauftemperatur 

von 78 Grad Celsius und 55 Grad Celsius im Rücklauf 

betrieben worden. Die ideale Vorlauftemperatur soll 

künftig bei 80 Grad Celsius liegen, was im Normalfall 

von der Biogasanlage erreicht werden kann. Falls sie 

dennoch darunter liegt, wird zusätzlich die gespeicherte 

Wärme aus dem Wärmespeicher genutzt, um die 

Temperatur anzuheben.“ Der Großwärmespeicher solle 

optimal in die Landschaft integriert werden. Hierzu 

werde das Grundstück noch umlaufend begrünt. Außerdem 

bekomme der Speicher unten eine grüne und oben 

eine graue Trapezblechverkleidung. 

Bei der Besprechung im Rathaus zeigt sich Bürgermeister 

Erwin Karg hoch zufrieden, dass die Wärmversorgung 

jetzt auf drei soliden Beinen steht: Biogas und der 

„Wärmetopf“, wie die Fuchstaler ihren Großspeicher 

nennen, in der Grundlast und Holzhackschnitzel in der 

Spitzenlast. Etwas besorgt über die Wirtschaftlichkeit 

des Modells, aus Windstrom Wärme zu erzeugen, 

Werner Ruf am 

Steuerungsdisplay der 

Wärmeauskopplung 

von Biogas-BHKW 

und Holzheizwerk. Erstaunlich 

ist, dass der 

Holzheizkessel im Mai 

wegen der anhaltenden 

Kälte noch in Betrieb 

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PRAXIS 


Hackschnitzel-Lager 

auf dem Holzheizwerk 

des Unternehmens 

Gröber-Ruf sowie die 

Hackschnitzel-Trocknungsanlage. 

ist allerdings Gerhard Schmid, Geschäftsstellenleiter 

der Verwaltungsgemeinschaft im Rathaus. Der Grund: 

Obwohl die Fuchstaler ihren eigenen Strom nutzen, 

müssen sie womöglich die volle EEG-Umlage zahlen. 

„‚Eigenversorgung‘ [ist] der Verbrauch von Strom, den 

eine natürliche oder juristische Person im unmittelbaren 

räumlichen Zusammenhang mit der Stromerzeugungsanlage 

selbst verbraucht, wenn der Strom nicht 

durch ein Netz durchgeleitet wird und diese Person 

die Stromerzeugungsanlage selbst betreibt“, definiert 

Paragraf 3 Nr. 19 EEG. 

Gemeindeeigene Mittelspannungsleitung 

Um dieser Definition zu entsprechen, müssen einige 

Hürden genommen werden: Der Windpark wird eigentlich 

von der „Bürgerwindkraft Fuchstal GmbH & Co. 

KG“ betrieben. An der KG mit 116 Investoren hält die 

Im Betriebsgebäude der Heizzentrale sind drei Ausgleichsbehälter für 

Volumenänderungen des Heizwassers im Wärmenetz untergebracht. 

Die Biogasanlage von Roland Gröber und Werner Ruf liefert die 

Grundlast für das gemeindeeigene Nahwärmenetz. Im Hintergrund 

(schwarz) ist das neue Holzheizwerk zu erkennen. 

Gemeinde 49 Prozent der Anteile. „Sobald die Windräder 

wegen negativer Strompreise abgeregelt werden 

müssen, pachten wir als Gemeinde sie und werden 

Anlagenbetreiber“, erläutert Schmid. Damit wollen die 

Fuchstaler neue Wege beschreiten. Schmid kennt keinen 

anderen Fall, in dem ein derartiges Pachtmodell 

umgesetzt worden wäre. Auch die Vorgabe, den Strom 

nicht durch ein Netz durchzuleiten, erfülle die Gemeinde: 

„Wir haben eine 8,9 Kilometer lange Mittelspannungsleitung 

von dem in einem Waldgebiet gelegenen 

Windpark bis zur Heizzentrale verlegen lassen“, sagt 

Schmid. Der Leitungsbau, der im Umfang der BMU- 

Förderung enthalten sei, habe 700.000 Euro gekostet. 

Strittig ist jedoch der „unmittelbare räumliche Zusammenhang“. 

Selbst der „Leitfaden zur Eigenversorgung“ 

der Bundesnetzagentur nennt hier keine eindeutige 

Entfernung, sondern führt als Kriterium eine „qualifizierte 

räumlich-funktionale Nähe-Beziehung“ an. Bürgermeister 

Karg bringt das auf die Palme: „Wegen 10H 

müssen wir mit der Windkraft kilometerweit vom Ort 

weg und hier sollen wir dafür noch zusätzlich benachteiligt 

werden.“ 

98


PRAXIS 

Ziel: privilegierte Eigenversorgung 

Klar ist: Erkennt der Übertragungsnetzbetreiber den 

unmittelbaren räumlichen Zusammenhang an, gilt das 

Fuchstaler Projekt durch die Nutzung erneuerbaren 

Stroms als „privilegierte Eigenversorgung“ und muss 

nur 40 Prozent EEG-Umlage zahlen. Ab 2022 wären 

das 2,4 anstatt 6,0 Cent pro kWh – ein gravierender 

Unterschied, denn 6,5 Cent Brutto-Arbeitspreis kostet 

in Fuchstal der Nahwärmebezug. „Wenn dann auch 

noch 2 Cent Stromsteuer dazukommen, wird es ein 

‚Draufzahl-Geschäft‘“, sagt Schmid, in der Zweitfunktion 

auch Kämmerer der Gemeinde. 

Noch im Sommer soll die „Energiezukunft“ in Fuchstal 

mit der Inbetriebnahme der Heizzentrale starten; 

Gronitz zufolge erstmal im „Handbetrieb“. Rechtzeitig 

zum Beginn der Heizperiode soll dann aber die Steuerung 

für den automatischen Betrieb erprobt sein. 

„Sowohl mit den Windkraftanlagen als auch dem Wärmenetz 

verdient die Gemeinde gutes Geld“, beteuert 

Schmid, „wir wollen mit unseren Projekten den Grundstein 

für folgende Generationen legen, damit diese auf 

eine nachhaltige, möglichst unabhängige Energieversorgung 

aufbauen können.“ 

Autor 

Christian Dany 


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99

PRAXIS 


Anlage des Monats Mai 

Unsere Biogasanlage des Monats 

Mai steht im hohen Norden 

kurz vor der dänischen Grenze 

und heißt Anlage Biogas Hof 

Obdrup. Die 2005 in Betrieb 

gegangene NawaRo-Anlage wird von sieben 

Gesellschaftern betrieben und hat eine 

elektrische installierte Gesamtleistung von 

1,64 Megawatt. Vergoren werden Mais sowie 

Getreide-Ganzpflanzensilage und Sarvaszigras. 

Der Strom wird direkt vermarktet; die Wärme 

gelangt über Wärmeleitungen zu Schulen, 

Kindergärten, Altenheimen, Wohnsiedlungen, 

einem Freibad und einem 

landwirtschaftlichen Großbetrieb. Die 

Biogasanlage hat bereits an zahlreichen 

Forschungsprojekten teilgenommen und 

auch im Bereich alternative Energiepflanzen 

viel ausprobiert. Insgesamt vermeidet 

sie pro Jahr rund 7.000 Tonnen CO 2 

. 

Anlage des Monats Juni 

Auch die Biogasanlage des Monats Juni kommt aus dem Norden und 

steht im ostfriesischen Ardorf. Die Gemeinschaftsanlage Naturgas 

Ardorf GmbH & Co.KG hat eine installierte elektrische Leistung von 

3,21 Megawatt, die sich auf sieben flexibilisierte Blockheizkraftwerke 

verteilt. Diese 

erzeugen rund 16 Millionen Kilowattstunden 

klimafreundlichen 

Strom pro Jahr, was dem Bedarf 

von über 5.000 Haushalten entspricht. 

Mit der dabei anfallenden 

Wärme werden 140 Häuser, 

eine Schule, eine Turnhalle, ein 

Schwimmbecken, das Gemeindehaus 

und eine Kirche versorgt. Die 

Anlage vermeidet pro Jahr rund 

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WISSENSCHAFT 


Untersuchungen zum Direkteinsatz von 

Biogas in Metallurgiebetrieben 

Im AiF-Projekt „Direkteinsatz von Rohbiogas in der Metallurgie zur Senkung der CO 2 

- 

Emissionen (MetaCOO)“ wurde der Biogaseinsatz in Thermoprozessanlagen als alternativer 

Energieträger zur Substitution von Erdgas untersucht. Zu den Zielen des Projektes zählten 

die Ermittlung des deutschlandweiten Energie- beziehungsweise (bzw.) Erdgasbedarfs sowie 

des Biogaspotenzials. Außerdem wurden die Auswirkungen des Biogaseinsatzes auf die 

Prozess- und Produktqualität im Hinblick auf eine technische Umsetzung für die Wärmebereitstellung 

in metallurgischen Thermoprozessen untersucht. Mit den gewonnenen Erkenntnissen 

könnte eine Umsetzung in einem Demonstrationsvorhaben einen entscheidenden 

Impuls bekommen. 

Von Elisabeth Grube, Patrick Heinrich, Marcus Röder und Nico Steyer 

Die Metallurgie zählt zu einer der deutschen 

Branchen, die einen sehr hohen Energiebedarf 

aufweist sowie hohe Treibhausgas- 

(THG)-Emissionen verursacht. Allein die 

berichtspflichtigen PRTR-Betriebe (PRTR: 

Pollutant Release and Transfer Register) der Roheisenund 

Stahlerzeugung haben einen Anteil von 6,4 Prozent 

der deutschlandweiten CO 2 

-Emissionen (Stand 2018; 

Quellen auf Nachfrage bei Autor:innen erhältlich). 

Vor allem die Prozesswärmebereitstellung erfolgt zumeist 

durch die Verbrennung von Erdgas. Biogas wird 

zurzeit in Deutschland entweder teilaufbereitet in 

Blockheizkraftwerken (BHKW) zur Strom- und Wärmeerzeugung 

eingesetzt oder aber nach einer aufwändigen 

Aufbereitung zu Biomethan ins Erdgasnetz 

eingespeist. Da seit diesem Jahr bei immer mehr Biogasanlagen 

die EEG-Vergütung endet, gewinnt die Suche 

nach neuen und lukrativen Einsatzmöglichkeiten 

für das produzierte Biogas stetig an Bedeutung. Der 

Einsatz in der Metallindustrie kann dabei eine lohnende 

Alternative darstellen. 

Durch die Verwendung von Biogas als Beimischkomponente 

zum Prozessgas kann ein „Greening“ der Herstellungsprozesse 

in der Metallindustrie durch die direkte 

Einsparung von CO 2 

erfolgen sowie der CO 2 

-Footprint 

der Produkte verbessert werden. Generell kann die Prozessgasumstellung 

auf Biogas eine Möglichkeit sein, 

um die klimapolitischen Ziele für den sehr energieintensiven 

Metallurgiesektor zu erreichen. 

Untersuchung der Biogaszumischung auf 

Verbrennungsverhalten 

Biogas weist im Vergleich zu Erdgas eine andere Gaszusammensetzung 

und damit einhergehend einen an- 

Mobile Brennkammer des GWI sowie Gasaufbereitung des DBI an der 

Biogasanlage der Stadtwerke Bielefeld am Standort Dornberg. 

Entnahme wärmebehandelter 

Metallproben. 

FOTOS: GWI 

102


WISSENSCHAFT 

Gegenüberstellung der Biogasanlagen (nach Produktionsgröße) und der Metallurgiestandorte. 

QUELLE: GWI 

deren Heizwert sowie eine andere Dichte 

auf. Zur Bewertung der Brennerfunktion 

bei unterschiedlichen Substitutionsraten 

wurden in den Technika des Gastechnologischen 

Instituts gGmbH (DBI) sowie des 

Gas- und Wärme-Instituts Essen e.V.(GWI) 

Experimente an Nieder- bzw. Hochtemperaturversuchsanlagen 

durchgeführt. 

Bei der Niedertemperaturanlage handelte 

es sich um ein Prüfflammrohr mit 30 Kilowatt 

(kW) Feuerungsleistung. In einem 

Hochtemperaturversuchsofen wurden zwei 

unterschiedliche industrielle Brenner mit 

verschiedenen Verfahren [konventioneller 

Diffusionsbrenner, flammenlose Oxidation 

(FLOX ® )] untersucht. Ziel war, den Einfluss 

des schwankenden Energiegehalts bei variierter 

Gaszusammensetzung (Erdgas und 

Biogas) zu bestimmen. 

Das Biogas wurde synthetisch als Gasgemisch 

bestehend aus Erdgas (>91 Volumenprozent 

CH 4 

) und Kohlenstoffdioxid 

hergestellt. Bei den Versuchen wurde die 

Zumischung von Biogas bis zu einer vollständigen 

Substitution von Erdgas erprobt 

(entsprechend 50 Volumenprozent CH 4 

bzw. Erdgas und 50 Volumenprozent CO 2 

im Brenngas). Es wurde festgestellt, dass 

eine Biogaszumischung bei herkömmlichen 

Erdgasbrennern bis hin zu hohen Substitutionsraten 

realisierbar ist, es aber ab 

einem Biogasanteil von 80 Volumenprozent 

zu Flammeninstabilitäten kommt. 

Im Allgemeinen führte der Biogaseinsatz 

zu geringeren Verbrennungstemperaturen, 

die sich mindernd auf die Stickoxidbildung 

auswirken, allerdings in der Prozessführung 

berücksichtigt werden müssen. Eine 

Änderung an der Brennerperipherie war in 

den Testfällen nicht notwendig, allerdings 

müssen die leistungsbezogen größeren 

Brenngasvolumenströme im Hinblick auf 

beispielsweise effektivere Rohrquerschnitte 

und Vordrücke in der realen Anwendung 

berücksichtigt werden. 

Feldversuch an der Biogasanlage 

Bielefeld-Dornberg 

Für die Untersuchung der Einflüsse der veränderten 

Verbrennungsatmosphäre sowie 

von (Roh-)Biogas auf die Eigenschaften 

metallischer Werkstoffe wurde ein Feldversuch 

an einer Biogasanlage der Stadtwerke 

Bielefeld im Stadtteil Dornberg durchgeführt. 

Für den Feldversuch wurde seitens 

des DBI eine Gasreinigung und -analyse 

mit einer mobilen Brennkammer des GWI 

gekoppelt. In den Versuchen erfolgte die 

Entnahme des Biogases über einen Bypass 

an der Gasfackel der Biogasanlage. Um sowohl 

die Restkonzentration an Ammoniak 

als auch Schwefelwasserstoff aus dem Gas 

zu entfernen, wurde eine Gasreinigung bestehend 

aus zwei Kolonnen (befüllt mit Aktivkohle 

bzw. Eisenmasse) gefertigt. Eine 

Gasanalyse fand sowohl vom Rohgas (ohne 

Durchströmen der Kolonnen) als auch vom 

Reingas (nach Durchströmen der Kolonnen) 

statt und konnte somit auch bei den 

Versuchen mit ungereinigtem Gas, bei dem 

die Kolonnen der Gasaufbereitung vollständig 

umgangen wurden, vorgenommen 

werden. 

Die Brennkammer ist in drei Zonen gegliedert, 

die separat von unten beladen werden 

können und in denen unterschiedliche 

Temperaturen vorherrschen. Für die Versuche 

kam ein konventioneller Erdgas-Gebläsebrenner 

mit einer maximalen Leistung 

von 110 kW zum Einsatz. In den Versuchen 

wurden NE-Metall- und Stahlproben 

103

WISSENSCHAFT 


bei unterschiedlichen Temperaturniveaus 

und Verweilzeiten wärmebehandelt sowie 

Aluminiumschmelzproben erzeugt. 

In Langzeitversuchen wurden Temperaturen 

von 750 bis 1.100 Grad Celsius über 

Zeiträume von 10 bis 20 Tagen konstant 

gehalten. Diese wurden bewusst länger 

als typische Verweilzeiten entsprechender 

Wärmebehandlungsvorgänge gewählt, um 

eventuelle (negative) Einflüsse deutlicher 

zu erfassen. In den Versuchen konnten unter 

anderem Homogenisierungs- und Glühprozesse 

von unlegierten und legierten 

Stählen sowie Bronze, Rotguss und das 

Schmelzen von Aluminium betrachtet werden. 

Die mit gereinigtem und ungereinigtem 

Biogas behandelten Proben wurden 

metallurgisch mittels Licht- und Rasterelektronenmikroskop 

sowie Energiedispersiver 

Röntgenspektroskopie untersucht 

und die Ergebnisse verglichen. Für die 

betrachteten Edelstähle und Aluminium 

konnten keine Einflüsse des Brenngases 

bzw. der Legierung festgestellt werden. 

Für reale Prozesse mit deutlich kürzeren 

Verweilzeiten wird daher ein Einfluss von 

Rohbiogas auf die Produktqualität als unwahrscheinlich 

angesehen. Bei NE-Metallen 

sowie unlegierten Stählen konnten 

Einlagerungen von Spurenbestandteilen 

aus der Verbrennungsatmosphäre bei Einsatz 

von Rohbiogas nachgewiesen werden. 

Hier sind eine genauere Quantifizierung 

und Betrachtung des Einflusses der Verweilzeit 

in Detailuntersuchungen zu empfehlen. 

Deutschlandweite Analyse zur 

Einsatzmöglichkeit von Biogas in 

Metallurgiebetrieben 

Um Biogas in Metallurgiebetrieben einsetzen 

zu können, müssen sich die Biogasanlagen 

in räumlicher Nähe zum Metallurgiebetrieb 

befinden. In Deutschland 

befinden sich die meisten Biogasanlagen 

in den stark von Landwirtschaft geprägten 

Bundesländern wie beispielsweise Niedersachsen 

und Bayern. In diesen Gebieten 

sind jedoch vergleichsweise wenig Metallurgiebetriebe 

ansässig. 

Metallurgiebetriebe sind vermehrt in industriell 

geprägten Regionen Deutschlands 

angesiedelt wie beispielsweise dem 

Ruhrgebiet. Es gibt somit hier bereits eine 

räumliche Diskrepanz zwischen vorhandenem 

Biogaspotenzial und benötigtem Energiebedarf. 

Trotz allem weisen etwa 90 Prozent 

der betrachteten Metallurgiebetriebe 

mindestens eine Biogasanlage im Umkreis 

von 10 Kilometer auf. 

Ziel der Analyse war, Metallurgiebetriebe 

zu identifizieren, die genügend große Biogaspotenziale 

in räumlicher Nähe aufweisen 

und die somit einen wirtschaftlichen 

Betrieb gewährleisten können. In Deutschland 

existiert ein breites Spektrum an Metallurgiebetrieben, 

von mittelständischen 

Unternehmen bis hin zu großen Industriekonzernen. 

Daraus resultieren stark variierende 

Energiebedarfe je Betrieb. 

Die benötigten Energiebedarfe der Metallurgiebetriebe 

liegen bei den wenigen aber 

sehr großen Konzernen deutlich über den 

zur Verfügung stehenden Biogaspotenzialen. 

Diese haben jedoch einen signifikanten 

Anteil am Gesamtenergiebedarf der 

Branche sowie an den THG-Emissionen. 

Bei etwa der Hälfte der betrachteten Me- 

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104


WISSENSCHAFT 

tallurgiebetriebe reichte jedoch bereits 

eine Biogasanlage zur 100-prozentigen 

Energieversorgung aus. Dabei handelte es 

sich um kleine Betriebe mit nur geringen 

Energiebedarfen. 

Im Rahmen des Projektes konnte in Bezug 

auf den Erdgasbedarf der Metallurgiebetriebe 

in Deutschland eine maximale Substitution 

von 9 Prozent durch Biogas ermittelt 

werden. Hierdurch können jedoch die gesamten 

CO 2 

-Emissionen in der Metallurgie, 

die auch von der Kohleverbrennung ausgehen, 

um lediglich 0,5 Prozent gesenkt werden. 

Hinzu kommt, dass Biogas zwar in der 

Verbrennung emissionsneutral ist. Durch 

nötige Vorketten, wie die Düngung von Feldern, 

werden jedoch THG gebildet. Auch 

ökonomisch gibt es aktuell trotz geplanter 

steigender CO 2 

-Emissionshandelkosten für 

Erdgas keinen wirtschaftlichen Anreiz für 

Metallurgiebetriebe, Erdgas durch Biogas 

(teilweise) zu ersetzen, da dieses bis um 

das Dreifache teurer wäre. 

Fazit: Als Ergebnis des Projektes kann festgehalten 

werden, dass der Biogaseinsatz 

zur Erdgassubstitution in der Metallurgie 

aus verfahrenstechnischer Sicht bis hin zu 

einem hohen Substitutionsgrad (bis zu 80 

Volumenprozent in den Versuchen) sowie in 

Bezug auf die Wärmebehandlung der Metallerzeugnisse 

kein Problem darstellt. Jedoch 

kann der Großteil der Energiebedarfe, 

vor allem der Großunternehmen, nicht mit 

den in der Nähe befindlichen Biogasanlagen 

gedeckt werden. Hingegen könnte der 

(teilweise) Einsatz von Biogas als Energieträger 

für Betriebe mit geringen Energiebedarfen 

und kurzen Wegen zu nahegelegenen 

Biogasanlagen eine Option darstellen 

und damit ein Emissions-Einsparpotenzial 

für diese Betriebe generieren. 

Hinweis: Das IGF-Vorhaben 20155 BG 

der Forschungsvereinigung Gas- und 

Wärme-Institut Essen e.V. (GWI) wurde 

über die AiF im Rahmen des Programms 

zur Förderung der Industriellen Gemeinschaftsforschung 

(IGF) vom Bundesministerium 

für Wirtschaft und Energie aufgrund 

eines Beschlusses des Deutschen 

Bundestages gefördert. 

Autoren 

Elisabeth Grube 

Projektleiterin 

DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH Freiberg 

0 37 31/41 95 329 

elisabeth.grube@dbi-gruppe.de 

Patrick Heinrich 

Projektleiter 


0 37 31/41 95 374 

patrick.heinrich@dbi-gruppe.de 

Marcus Röder 

Projektleiter 

Gas- und Wärme-Institut Essen e.V. (GWI) 

02 01/36 18 288 

roeder@gwi-essen.de 

Nico Steyer 

Projektleiter 


0 37 31/41 95 336 

nico.steyer@dbi-gruppe.de 

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105

WISSENSCHAFT 


Versuchsstand: 

100-Liter-Durchflussfermenter 

mit automatisierter 

Fütterung 

(PFI-Technikum). 

Bakterien auf der Spur – 

neues Verfahren zur Kontrolle 

der Prozessbiologie 

Stabilität und Leistungsfähigkeit der Biogas-Fermentation hängen maßgeblich von der 

Zellzahl und Aktivität der Mikroorganismen ab. Dennoch beschränkt sich die typische 

Prozessanalyse meist auf chemisch-physikalische Messungen, obwohl hier Auffälligkeiten 

häufig erst dann auftreten, wenn prozessbiologische Störungen bereits aufgetreten oder 

weit fortgeschritten sind. Dem Einsatz von molekularbiologischen Methoden, die Veränderungen 

und Ungleichgewichte innerhalb von mikrobiellen Gemeinschaften erkennen 

können, stand bisher der hohe Zeit- und Kostenaufwand im Weg. Neu entwickelte molekular 

basierte Schnelltests sind mittlerweile marktreif und ergänzen die klassische Fermenteranalytik 

ideal. 

Von: Dr. Sabine Peters 1 , Ulrich Krause 1 und Dr. Stefan Dröge 2 

106


WISSENSCHAFT 

Ein kontinuierlicher Fermentationsablauf 

ist eine zentrale 

Voraussetzung für den 

wirtschaftlichen Betrieb von 

Biogasanlagen. Störungen 

wie Überfütterung, Fütterungswechsel, 

Nährstoff- beziehungsweise (bzw.) 

Spurenelementmangel beruhen in der 

Regel auf Ungleichgewichten in der Zusammensetzung 

der komplexen mikrobiellen 

Gemeinschaft. Die biologische 

Prozessüberwachung sollte daher ein 

wesentliches Element des Anlagenmanagements 

sein. 

Die typische Überwachung der Prozessbiologie 

fokussiert jedoch nach wie vor 

auf bestimmte Stoffwechselprodukte 

(flüchtige organische Säuren), Nährstoffe 

und Spurenelemente sowie potenziell 

inhibierende Substanzen (zum 

Beispiel Ammonium), die chemischphysikalisch 

bestimmt werden. Die 

regelmäßige Überwachung dieser Parameter 

ist für die Beurteilung der Prozessbiologie 

sehr wichtig und wird es 

auch zukünftig bleiben. Als Frühindikatoren 

sind sie allerdings nur bedingt 

geeinigt, weil Auffälligkeiten häufig erst 

dann auftreten, wenn eine prozessbiologische 

Störung bereits eingetreten 

bzw. weit fortgeschritten ist. 

Zur Früherkennung sind molekularbiologische 

Methoden, die zentrale 

mikrobielle Gruppen im Fermenter direkt analysieren 

können, wesentlich besser geeignet. Auch wenn die 

entsprechenden Methoden und Techniken in der Forschung 

etabliert sind, fehlte es bislang an praxis- und 

anwendertauglichen Testverfahren. Die Entwicklung 

solcher molekularer Schnelltests war Gegenstand eines 

kürzlich abgeschlossenen Forschungsprojektes 

(„FerMiQ“) der AMODIA Bioservice und des Prüf- und 

Forschungsinstituts Pirmasens. 

Relevante mikrobielle Gruppen in 

Biogasanlagen 

In Biogasfermentern sind verschiedene Gruppen von 

Mikroorganismen aktiv: Hydrolytische Bakterien bauen 

langkettige Substrate zu kleineren Molekülen ab. Dabei 

entstehen unter Abspaltung von Wasserstoff letztendlich 

flüchtige organische Säuren (FOS) und CO 2 

. Diese 

Moleküle werden von methanogenen Archaeen („Methanogenen“) 

zu Methan umgesetzt. 

Die in Biogasfermentern bisher nachgewiesenen Methanogenen 

unterscheiden sich dabei in ihren Stoffwechselwegen: 

Methanosaeten setzen Essigsäure 

direkt zu Methan und CO 2 

um. Dies können Methanosarcinaceen 

auch. Zusätzlich können sie, genau 

wie Methanobacteriaceen und Methanomicrobiaceen, 

Methan aus CO 2 

und H 2 

erzeugen. Dieser Wasserstoff 

muss jedoch von syntrophen Bakterien angereicht werden, 

die damit ebenfalls Schlüsselorganismen für die 

Methanogenese sind. 

Analyse der Biogas-Populationen mit 

DNA-basierten Methoden 

Molekularbiologische Methoden nutzen aus, dass die 

DNA-Sequenz für jeden Organismus charakteristisch 

ist. Eine Messung, welche Sequenzen in einem Biogasfermenter 

wie häufig vorkommen, bestimmt so die 

Zusammensetzung der Mikroorganismen im Fermenter. 

So wurde im Projekt zum Beispiel die Sequenz eines 

Bakteriums identifiziert, das sensibel auf Schwankungen 

der Fermenterbiologie reagiert. Ist die gesuchte 

Sequenz erst einmal bekannt, kann mithilfe der 

qPCR-Technik (quantitative Polymerase-Kettenreaktion) 

deren DNA-Konzentration in der untersuchten Probe 

absolut quantifiziert werden. Diese korreliert mit der 

Konzentration der jeweiligen Mikroorganismen. 

Im Rahmen des Projektes wurden unter anderem 

drei qPCR-Systeme für Fermenterproben entwickelt: 

„qBac“ für die Bakterien, „qMeth“ für die Methanogenen 

und „qSyn“ für das vorgenannte Bakterium, das 

sensibel auf Prozessänderungen reagiert. 

Simulation bestimmter Fermenterzustände 

unter praxisnahen Bedingungen 

Überfütterungen durch hohe Faulraumbelastungen 

und/oder kurze hydraulische Verweilzeiten sowie Substratwechsel 

zählen zu den typischen prozessbiologischen 

Störungen. Um zu untersuchen, wie die Fermenterbiologie 

darauf reagiert und ob die entwickelten 

qPCR-Systeme als Frühindikatoren geeignet sind, 

wurden kontinuierliche Gärtests in automatisierten 

100-Liter-Durchflussfermentern durchgeführt (siehe 

Foto), in denen diese Zustände unter zwei praxisnahen 

Bedingungen herbeigeführt wurden. 

Fermenter C zeigt eine dauerhafte Monovergärung 

einer Triticale-GPS mit hohen TS- (>35 Prozent) und 

Rohfasergehalten (27 Prozent). Zum Anfahren des Fermenters 

wurden Enzyme zugegeben, so dass mögliche 

Effekte eines Enzymentzugs auf die Zusammensetzung 

der mikrobiellen Gemeinschaft im Fermenter beobachtet 

werden konnten. 

Im Versuchsansatz D wurde die Raumbelastung durch 

stufenweise zunehmende Fütterung mit Mais (später: 

Mais/Triticale-Mischung) bis zur Überlastung gesteigert. 

Daraus resultierte parallel eine Verringerung der 

hydraulischen Verweilzeit von 95 auf 34 Tage (siehe 

Tabelle). Nach der erzeugten schweren Prozessstörung 

wurde versucht, den Fermenter mit der Gabe von Spurenelementen 

wieder aufzufangen. 

Die Vergärungsexperimente wurden jeweils über einen 

Zeitraum von sechs Monaten vorgenommen, um 

mindestens zwei hydraulische Verweilzeiten im 

107

WISSENSCHAFT 


Abbildung 1: Zeitlicher Verlauf der Werte bei Mono-Fermentation mit Triticale-GPS 

[10^y Kopien/g] [mg/l] 

[kg oTS/m³] 

4 

3 

2 

1 

4.500 

3.000 

1.500 

0 

11 

10 

9 

8 

7 

6 

qMeth ⊕ 

qMeth ⵔ 

Mono-Fermentation mit Triticale-GPS 

Enzymgabe 

qMeth ⊖ 

qSyn ⊕ 

qSyn ⵔ 

qSyn ⊖ 

01-27 

01-27 

03-02 

organische Raumbelastung 

Säuren 

Trockensubstanz 

Methanproduktion 

qBac 

Schaden 

qMeth 

5 

03-02 

DNA Konzentration 

qSyn 

4 

11-25 12-16 01-06 01-27 02-17 03-09 03-30 04-20 

14 

12 

10 

8 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

[%] 

[Nl/d] 

Untersuchungszeitraum zu berücksichtigen. Während 

der Versuchslaufzeit wurden kontinuierlich Gasmengen 

und Gasqualität überwacht und wöchentlich Proben 

genommen, die sowohl auf chemisch-physikalische 

Prozessparameter (FOS, NH 4 

-N, pH, TS, oTS) als auch 

mit den molekularbiologischen qPCR-Systemen untersucht 

wurden. 

Entsprechend gliedern sich die Abbildungen: Im oberen 

Teil ist der zeitliche Verlauf der Fütterung (organische 

Raumbelastung, Enzymgabe) sowie der daraus 

entstandene Trockensubstanzanteil dargestellt. Der 

mittlere Teil zeigt die Messwerte für Essig- und Propionsäure 

sowie die Methanproduktion. Die ermittelten 

DNA-Konzentrationen der drei qPCR-Systeme sind im 

unteren Teil abgebildet. 

Versuchsansatz C: Mono-Fermentation 

mit Triticale-GPS 

Hier (siehe Abbildung 1) führte das im Abbauverhalten 

kritische Fütterungssubstrat bereits beim Anfahren zu 

einem deutlichen Anstieg der Essig- und Propionsäuregehalte 

auf etwa 3.300 bzw. 2.000 Milligramm pro 

Kilogramm (mg/kg). Nach einem kurzzeitigen Rückgang 

(reduzierte Fütterung) stiegen die Propionsäuregehalte 

weiter auf über 4.000 mg/kg („03-02“). Der 

anschließende schnelle und deutliche Rückgang der 

Propionsäure korrelierte interessanterweise relativ eng 

mit dem Ende der Enzymzugabe in der Woche davor. 

Dies könnte auf eine verstärkte Zuckerfreisetzung infolge 

des Enzymeinsatzes hindeuten. Der Methanertrag 

folgt zeitverzögert dem Verlauf der Raumbelastung und 

108


WISSENSCHAFT 

Verfahrenstechnische Parameter bei der Durchführung der 

dynamischen Gärtests 

Fermenter Reaktor C Reaktor D 

Arbeitsvolumen (l) 70 70 

Temperatur (°C) 40 40 

Hydraulische Verweilzeit (d) 95 - 105 34 - 95 

Raumbelastung([kg oTS/m 3 ) 3 - 3,65* 3 - 8,7* 

Substrate GPS (Triticale) Maissilage/GPS (Triticale) 

Supplement Enzym** SE-Mischung*** 

*exklusive Anfahrphase, 

**phasenweise Zugabe (ab Start für 2 Monate; Sigma CelliTec, Cellulase / Hemicellulase - Mischung), 

*** phasenweise Zugabe (nach Prozessstörung für 6 Wochen) 

schwankte zwischen 40 und 60 Normliter 

pro Tag (Nl/d) [= spezifischer Methanertrag 

von 225 bis 275 Nl/kg organische Trockensubstanz 

(oTS)]. Kurz nach der Einstellung 

der Enzymzugabe, also parallel zum darauf 

folgenden verstärkten Säureabbau, traten 

über einen Zeitraum von zirka vier Wochen 

signifikant höhere Methanerträge von rund 

70 Nl/d auf. 

Dies lässt sich durch die zusätzliche Gasbildung 

aus dem Säureabbau erklären. 

Unter Berücksichtigung der leicht erhöhten 

Raumbelastung folgte eine Phase mit 

unterdurchschnittlichen Methanerträgen 

von rund 50 Nl/d. Zum Ende des Versuchs 

war wiederum ein deutlicher Anstieg der 

Methanerträge feststellbar. Auffällig ist der 

kontinuierliche Anstieg des TS-Gehaltes 

über den Versuchszeitraum. Erst im letzten 

Drittel stabilisierte sich der Wert auf 

sehr hohem Niveau (>13 Prozent). Hierin 

und auf Basis der insgesamt niedrigen 

spezifischen Biogaserträge zeigt sich, dass 

faserreiche Substrate bereits bei mittleren 

Raumbelastungen zur partiellen Überlastung 

der Fermenterbiologie sowie verminderten 

Abbauraten führen. 

Trotz des schwierigen Fütterungssubstrates 

bleiben die DNA-Konzentrationen der 

Bakterien und der Methanogenen in der 

Anfangsphase konstant auf einem Niveau, 

das zu einer stabilen Methanbildung geeignet 

scheint. Mit dem Absetzen des Enzyms 

verschlechtern sich die Werte jedoch und 

fallen kontinuierlich. Gleiches gilt für die 

DNA-Konzentration des syntrophen Bakteriums 

(qSyn). Interessant ist, dass die Methanproduktion 

ab dem 20. Januar 2020 

steigt, obwohl die DNA-Konzentrationen 

der Methanogenen und des syntrophen 

Bakteriums kontinuierlich weiter fallen. 

Zu dem Zeitpunkt, an dem die Methanproduktion 

schließlich zurückgeht (23. März 

2020), sind die DNA-Konzentrationen der 

Methanogenen im Vergleich mit dem Anfangszustand 

um den Faktor 1.000 [von 

109,5 auf 106,4 Kopien pro Gramm (g)], 

also um drei Größenordnungen gesunken. 

Gleiches gilt für die DNA-Konzentrationen 

des syntrophen Bakteriums, die von 107,4 

auf 104,3 Kopien/g abnehmen. Dieser 

schlechte Zustand der Fermenterbiologie 

wird von keinem chemisch-physikalischen 

Parameter angezeigt. Im Gegenteil deuten 

die fallenden Säurekonzentrationen eher 

auf eine Erholung des Fermenters hin. 

Aus diesen Daten wurde sowohl für die 

Methanogenen als auch für das syntrophe 

Bakterium versucht, jeweils zwei Schwellenwerte 

festzulegen, die die DNA-Konzentrationen 

in drei Bereiche teilen: Oberhalb 

von K+ (grün) funktioniert die Fermenterbiologie 

gut („ⴲ“). Unterhalb von K- (rot) 

befindet sich die Fermenterbiologie in kritischem 

Zustand („ⴱ“). Und in dem Bereich 

zwischen diesen Schwellen („ⵔ“) sollten 

Maßnahmen eingeleitet werden, um die 

Fermenterbiologie wieder zu verbessern. 

Dieser Bereich ist in der jeweiligen Farbe 

der Mikroorganismen eingefärbt (hellgelb: 

Methanogene, hellblau: syntrophes Bakterium). 

Zwischen den Zeitpunkten (gestrichelte 

senkrechte Linien), an denen die 

obere (grün) und die untere (rot) Schwelle 

unterschritten werden, liegen trotz konstanter 

Fütterung fünf Wochen. 

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WISSENSCHAFT 


Abbildung 2: Zeitlicher Verlauf der Werte bei stufenweise steigender Fütterung 

mit Mais/Mais-Triticale 

[10^y Kopien/g] [mg/l] 

[kg oTS/m³] 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

12.000 

9.000 

6.000 

3.000 

0 

11 

10 

9 

8 

7 

6 

Steigende Fütterung mit Mais/Mais-Triticale 

qSyn ⊕ 

qSyn ⵔ 

qSyn ⊖ 

qMeth ⊕ 

qMeth ⵔ 

qMeth ⊖ 

03-23 

03-30 

organische Raumbelastung 

Säuren 

Trockensubstanz 

Methanproduktion 

03-23 

Gabe von 

Spurenelementen 

qBac 

qMeth 

5 

03-30 

DNA Konzentration 

qSyn 

4 

11-25 12-16 01-06 01-27 02-17 03-09 03-30 04-20 05-11 

13 

12 

11 

10 

9 

8 

7 

6 

180 

150 

120 

90 

60 

30 

[%] 

[Nl/d] 

Versuchsansatz D: Steigende Fütterung mit 

Mais bzw. einer Mais/Triticale-Mischung 

Bei reiner Maisfütterung (siehe Abbildung 2) erwies 

sich die Fermenterbiologie als sehr stabil. Bis zu einer 

Raumbelastung von 6 Kilogramm (kg) oTS pro 

Kubikmeter (m 3 ) ergaben die chemischen Analysen 

keine signifikante Akkumulation organischer Säuren. 

Durch zusätzliche Fütterung von Triticale-GPS wurde 

die Raumbelastung bis zum Maximalwert von 8,7 kg 

oTS/m 3 gesteigert. 

Mit der zusätzlichen GPS-Fütterung gingen die Methanerträge 

zunächst deutlich von Werten oberhalb 

150 Nl/d (ca. 400 Nl/kg oTS) auf zirka 110 Nl/d zurück, 

bevor sie schnell wieder Werte um 150 Nl/d erreichten. 

Ab einer Raumbelastung von 7 kg oTS/m 3 

liefern chemische Analysen (vor allem Propionsäure) 

erste Hinweise einer Prozessüberlastung, die sich im 

Anschluss durch den schnellen und drastischen Anstieg 

der Säuregehalte manifestieren. 

Dies galt insbesondere für Propionsäure (hellblaue Kurve) 

und weitere langkettige organische Säuren (C3 bis 

C6 Säuren; ohne Abbildung), während die Essigsäure 

auf relativ niedrigem Niveau verblieb. Im Maximum 

wurden mit über 9.000 mg/kg extrem hohe Propionsäuregehalte 

erreicht, was zu einem drastischen Einbruch 

der Gasproduktion bei gleichzeitig rückläufigen Methangehalten 

führte. Zu diesem Zeitpunkt wäre auch bei 

einer Praxisanlage, ohne dass weitere Mess- oder 

110


WISSENSCHAFT 

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111

WISSENSCHAFT 


Sensordaten vorliegen, das Auftreten einer prozessbiologischen 

Störung für den Betreiber deutlich erkennbar. 

Als typische Korrekturmaßnahme wurde daraufhin zunächst 

die Fütterungsmenge halbiert mit paralleler Zudosierung 

von Spurenelementen. Da die Säuregehalte 

zunächst nicht zurückgingen, wurde die Fütterung des 

Fermenters vollständig eingestellt. Erst danach kam es 

zu einem langsamen Rückgang der Säuren. Bis zum 

weitgehenden Abbau der Säuren und der Wiederaufnahme 

der Fütterung dauerte es rund drei Wochen. Auch 

die DNA-Konzentrationen der drei qPCR-Systeme zeigen, 

dass die Fermenterbiologie lange Zeit stabil bleibt. 

Ab dem 2. März 2020, also bei einer Raumbelastung 

von 6,4 kg oTS/m 3 , beginnt als erstes die Konzentration 

der Methanogenen nennenswert zu sinken. Eine Woche 

später beträgt diese Reduktion bei den Methanogenen 

bereits eine knappe halbe Größenordnung (109,9 auf 

109,5 Kopien/g). Vergleichbares gilt beim syntrophen 

Bakterium (107,8 auf 107,0 Kopien/g). Nutzt man die 

Propionsäurebildung als Indikator für den Zustand der 

Fermenterbiologie, so ergeben sich erstaunlicherweise 

die gleichen Schwellenwerte wie bei Fermenter C, die 

die Konzentrationsbereiche mit guter bzw. kritischer 

Funktion trennen. 

Am 23. März 2020 unterschreiten die Konzentrationen 

der Methanogenen und des syntrophen Bakteriums die 

jeweiligen oberen Schwellenwerte (grün), eine Woche 

später sogar die jeweiligen unteren Schwellenwerte 

(rot). Wenn diese rapide Verschlechterung der Indikator-Werte 

der Fermenterbiologie (Faktor 10 pro Woche) 

zur Steuerung genutzt worden wäre, hätte man die Fütterung 

bereits 14 Tage früher anpassen können, als es 

tatsächlich erfolgte. 

Fazit: Die Ergebnisse der Fermentationsexperimente 

zeigen praxisrelevante Probleme bei der aktuellen 

chemisch-basierten Prozessüberwachung, insbesondere 

die schnelle Akkumulation organischer Säuren 

bei grenzwertig hohen Raumbelastungen. In der Praxis 

führt dies häufig dazu, dass Prozessstörungen erst zu 

einem späten Zeitpunkt erkannt werden. Ebenso sind 

die Gasmenge sowie der Methangehalt, die Betreiber 

laborunabhängig vor Ort messen können, nur sehr bedingt 

als Frühindikator geeignet. 

Die Messung der DNA-Konzentrationen der an der 

Fermentation beteiligten Mikroorganismen erlaubt 

direkte Rückschlüsse auf den Zustand der Fermenterbiologie. 

Für die DNA-Konzentrationen der Methanogenen 

und des syntrophen Bakteriums konnten 

jeweils zwei Schwellenwerte K+ und K- identifiziert 

werden, die als eine Art „Ampel-Indikator“ für die 

Fermenterbiologie dienen können: Oberhalb von K+ 

(„grüner Bereich“) funktioniert die Fermenterbiologie 

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112 

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WISSENSCHAFT 

gut; es sind keine Maßnahmen erforderlich. Zwischen 

K+ und K- („gelber Bereich“) können erste Maßnahmen 

die Fermenterbiologie wieder verbessern. Und 

unterhalb von K- („roter Bereich“) befindet sich die 

Fermenterbiologie in kritischem Zustand, was drastische 

Maßnahmen erfordert. 

Bemerkenswerterweise sind diese Schwellen in beiden 

unterschiedlichen Versuchsansätzen gleich. Sie 

scheinen also universeller gültig zu sein, als dies angesichts 

der drastischen Unterschiede in der Fütterung 

zu erwarten war. Allerdings liegen bei der Fütterung 

mit Mais die DNA-Konzentrationen bei „normaler 

Fütterung“ deutlich weiter oberhalb von K+ als bei der 

Fütterung mit Triticale-GPS. Bei den DNA-Konzentrationen 

der Bakterien sind diese Effekte nicht ganz 

so deutlich und nicht ganz so einheitlich. So beträgt 

die Abnahme maximal 2 (Fermenter C) bzw. 2,5 Größenordnungen 

(Fermenter D). Und zwischenzeitlich 

steigen die Werte sogar an, obwohl die beiden anderen 

DNA-Konzentrationen weiter abnehmen. 

Ausblick: Die Überwachung der Fermenterbiologie 

durch die Messung von DNA-Konzentrationen der beteiligten 

Mikroorganismen erlaubt insbesondere bei 

kritischen Betriebsereignissen wie Störungen oder bei 

Substratumstellungen eine bessere Überwachung und 

Beurteilung der getroffenen Maßnahmen. Die DNA- 

Konzentrationen könnten als Steuerungsparameter 

genutzt werden, um den Methanertrag oder den Substratmix 

zu optimieren. 

Danksagung: Das AiF-Projekt „FerMiQ“ wurde vom 

Bundeswirtschaftsministerium im Rahmen der 

ZIM-Initiative (Zentrales Innovationsmanagement) 

gefördert. 

Autoren 

Dr. Sabine Peters 1 

Ulrich Krause 1 

Dr. Stefan Dröge 2 

1 

AMODIA Bioservice GmbH 

Rebenring 31 · 38106 Braunschweig 

05 31/260 17 64 

www.amodia.com 

2 

Prüf- und Forschungsinstitut Pirmasens e.V. 

Abteilungsleiter 

Biotechnologie, Mikrobiologie 

Marie-Curie-Str. 19 · 66953 Pirmasens 

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WISSENSCHAFT 


Foto 1: Forschungsbiogasanlage 

des DBFZ. 

„Gazelle“ weist nach: 

Modellgestütztes Fütterungsmanagement 

ermöglicht 

flexible Prozessführung 

Übergeordnetes Ziel des Forschungsvorhabens „Gazelle – Ganzheitliche Regelung von 

Biogasanlagen zur Flexibilisierung und energetischen Optimierung“ (Förderkennzeichen 

100267056 SAB/EFRE) war die Weiterentwicklung eines modellbasierten Regelungsverfahrens 

zur bedarfsgerechten Regelung von Biogasanlagen (BGA) unter Einbeziehung 

aller Anlagenkomponenten (siehe Abbildung 1). Ein besonderer Fokus des Forschungsprojektes 

lag auf der praktischen Umsetzbarkeit des Regelungsverfahrens. Dafür stand 

sowohl die Forschungsbiogasanlage (FBGA) des DBFZ als auch die Biogasanlage des 

Lehr- und Versuchsguts Köllitsch zur Verfügung. 

Von Eric Mauky 1 , Manuel Winkler 1 , Christian Krebs 1 , Ulf Müller 1 , Dirk Rabe 2 , 

Sören Weinrich 1 und Jörg Kretzschmar 1 

Eine variable, bedarfsgerechte Biogaserzeugung 

kann Spielräume zur Flexibilisierung 

von Biogasanlagen nutzbar machen, die 

sonst nur mit sehr großen und kostenintensiven 

Gasspeichervolumina zu realisieren 

wären. Insbesondere das Fütterungsmanagement 

kann einen signifikanten Beitrag zur Erhöhung der Anlagenflexibilität 

leisten. Je nach Ausstattung der Biogasanlage, 

vorhandenen Substraten und gewünschter 

Flexibilität resultieren verschiedene Konzepte, die mit 

114


WISSENSCHAFT 

Mit Fütterungsmanagement Flexspielräume 

erschließen 

Insbesondere in der gemeinsamen Betrachtung von 

Gasspeicher und Fütterungsmanagement liegt ein großes 

Potenzial. Zum einen können mittels Fütterungsmanagement 

Flexibilisierungsspielräume erschlossen 

werden, da bei gleichbleibender Fütterung große Gasspeichervolumina 

benötigen würden. Zum anderen 

kann ein modellgestütztes Fütterungsmanagement 

dazu dienen, vorhandene Gasspeicher stärker zur Bereitstellung 

von Flexibilität zu nutzen. 

Durch ein modellgestütztes Fütterungsmanagement 

kann der Biogasprozess in unterschiedlichem Maße 

durch: 

ffden Zeitpunkt der Fütterungsration, 

ffdie Menge der Fütterungsration, 

ffdie Zusammensetzung (Substratanteile) der Fütterungsration 

und 

unterschiedlichem Aufwand verbunden sind. In einem 

von fluktuierenden Erneuerbaren Energien geprägten 

Energiesystem gewinnt der Ausgleich von Angebot 

und Nachfrage zunehmend an Bedeutung. Biogasanlagen 

nehmen unter den Erneuerbaren Energien 

eine Sonderstellung ein, da die Energiebereitstellung 

durch den bedarfsgerechten Einsatz der Substrate 

beziehungsweise (bzw.) der Speicherung des Gases 

flexibel steuerbar ist. Sie stellen damit einen erfolgversprechenden 

Baustein für die Transformation des 

deutschen Energiesystems dar. 

ffderen Beschaffenheit und Struktur (zum Beispiel 

durch Desintegration) 

beeinflusst werden. 

Die FBGA des DBFZ (siehe Foto 1) verfügt über eine 

installierte elektrische Leistung von 75 Kilowatt (kW). 

Von den insgesamt sieben zur Verfügung stehenden Behältern 

wurden ein Hochfermenter mit Festdach [189 

Kubikmeter (m³) Nutzvolumen], ein Nachgärer und 

ein Gärrestlager (jeweils 215 m 3 ) in Reihe betrieben. 

Nachgärer und Gärrestlager sind jeweils mit Doppelmembrangasspeichern 

(zusammen 300 m³) ausgestattet. 

Beschickt wurde nur der Hochfermenter, einerseits 

mit Rindergülle, andererseits mit Feststoff über einen 

Feststoffbeschicker. 

Je nach experimenteller Fragestellung wurde ein Gemisch 

aus Maissilage, Grassilage, Apfeltrester, Zuckerrübe 

und Getreideschrot verwendet. Die 

Abbildung 1: Vereinfachtes Schema des modellbasierten Regelungsverfahrens im Forschungsprojekt „Gazelle“ 

115

WISSENSCHAFT 


Foto 2: Biogasanlage des Lehr- und Versuchsguts Köllitsch. 

jeweiligen Anteile der Feststoffe variierten je nach 

Versuchsphase. Die mittlere Raumbelastung lag im 

Bereich von 2,7 bis 4,2 Kilogramm (kg) organischer 

Trockensubstanz (oTS) pro Kubikmeter ( m 3 ) und Tag. 

Die BGA Köllitsch (siehe Foto 2) ist mit einer installierten 

elektrischen Leistung von 104 kW ausgestattet. 

Der Fermenter und das Zwischenlager besitzen 

ein Nutzvolumen von 1.250 m 3 bzw. 1.640 m 3 mit 

jeweils einem aufgesetzten Doppelmembrangasspeicher 

(350 m 3 und 450 m 3 ). Einerseits wird Rindergülle 

vergoren. Zum anderen wurde je nach experimenteller 

Fragestellung ein Substratmix aus Rinderfestmist, 

Maissilage, Grassilage und Getreideschrot eingesetzt. 

Das Feststoffsubstrat wird über eine Hammermühle 

vorzerkleinert und direkt dosiert. Die Raumbelastung 

lag im Bereich von 1,8 bis 2,1 kg oTS pro m 3 und Tag. 

Foto 3: Mobile Messtechnik zur Bestimmung der Biogasproduktionsrate an der BGA Köllitsch. 

Beispielhafte Umsetzung der flexiblen, 

modellgestützten Fütterung 

Ziel der Versuche an der FBGA des DBFZ war die praktische 

Demonstration der modellgestützten Regelung 

der Fütterung sowie des Blockheizkraftwerks (BHKW). 

Mithilfe der Software wurden Beschickungszeiten und 

-mengen des Feststoffs einerseits und Schaltzeiten des 

BHKW andererseits berechnet. Die Übertragung an die 

Biogasanlage erfolgte manuell. Um die Vergleichbarkeit 

der flexiblen zur konstanten Fütterung zu gewährleisten, 

wurde dieselbe mittlere Raumbelastung pro 

Woche verwendet. Der berechnete Mehrerlös (Stromerlös 

ohne Einbezug der Flexibilitätsprämie) bei diesen 

Versuchen lag rund 17 Prozent höher als bei konstantem 

BHKW-Betrieb. 

Ziel der Versuche an der Biogasanlage Köllitsch war, 

die praktische Umsetzbarkeit der flexiblen Fütterung 

mit möglichst geringen Eingriffen in die technischen 

und betrieblichen Abläufe an einer Biogasanlage aufzuzeigen. 

Es wurden diverse vorher berechnete Fütterungsszenarien 

bei unterschiedlichem Substratmix für 

Teillast- und Volllastbetrieb des BHKW realisiert. 

Der Datenaustausch sowie die Abstimmung zwischen 

dem DBFZ und dem Anlagenfahrer erfolgte in wöchentlichen 

Intervallen. Abbildung 2 zeigt beispielhaft eine 

Woche mit Fütterung im Rahmen üblicher Arbeitszeiten 

sowie eine moderate Absenkung der Fütterung am 

Wochenende. Durch diese einfachen Eingriffe in den 

Betrieb der Biogasanlage konnte die Biogasproduktionsrate 

(erzeugte Menge Biogas pro Zeit) um bis zu 40 

Prozent erhöht bzw. bis zu 10 Prozent gegenüber der 

durchschnittlichen Biogasproduktionsrate bei konstanter 

Beschickung reduziert werden. 

Herausforderungen bei der Flexibilisierung 

Zur Flexibilisierung der Gasproduktion bedarf es eines 

erheblichen Anteils schnell abbaubarer Substrate, wie 

Apfeltrester, Getreideschrot oder Zuckerrübensilage. 

Der Anteil an Rindergülle lag in den Versuchen immer 

über 50 Prozent bezogen auf die Frischmasse (FM), 

der Anteil schnell vergärbarer Substrate lag bei bis zu 

32 Prozent FM (bzw. 45 bis 55 Prozent oTS). Die restlichen 

bis zu 18 Prozent FM entfallen auf langsam bis 

mittelschnell vergärbare Feststoff-Substrate wie Maisund 

Grassilage. 

Zur möglichst genauen Dosierung und guten Durchmischung 

der einzelnen Substratanteile an der FBGA 

mussten die Substrate mithilfe eines Radladers durchmischt 

werden. Als Alternative bietet sich der Betrieb 

von mehreren unabhängigen Feststoffbeschickern an. 

Beim Einsatz von Apfeltrester, Zuckerrübe und Getreideschrot 

an der FBGA kam es nach mehreren großen 

Zugaben regelmäßig zur Schaumbildung, die durch Zugabe 

eines Antischaummittels vermindert wurde. Bei 

größeren Beschickungsmengen am späten Nachmittag 

und Abend war deshalb teilweise eine verlängerte Anwesenheit 

eines Anlagenfahrers notwendig. 

116


Abbildung 2: Beispielhafter Verlauf der Biogasproduktionsrate an der Biogasanlage 

Köllitsch bei täglicher Fütterung, wochentags zwischen 7.00 Uhr und 17.00 Uhr 

und Reduktion am Wochenende 

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SSM 6000 

WISSENSCHAFT 

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von CH 4 

, H 2 

S, CO 2 

, H 2 

und O 2 

mit und ohne Gasaufbereitung 

* proCAL für SSM 6000, ist 

die vollautomatische, 

prüfgaslose Kalibrierung 

für NO x 

, CO und O 2 

, mehrere 

Meßstellen (44. BlmSchV.) 

* 

SSM 6000 ECO 

Abbildung 3: Zusammenfassung der Herausforderungen bei der modellgestützten 

Flexibilisierung mit Priorisierung für eine praktische Umsetzung 

Politik 

Bedarf an zuverlässiger, robuster 

Messtechnik 

Gasmanagement 

Personal 

Anforderungen an 

das Personal 

Arbeitsabläufe 

Kommunikation 

Redundanz / Fallback 

FOS/TAC 

automatischer Titrator 

zur Bestimmung 

von FOS, TAC und 

FOS/TAC 

Schaumbekämpfung/ 

-kontrolle 

Substratmanagement 

Beanspruchung / Abnutzung 

Prozesstechnische Regelung 

An der BGA Köllitsch konnten hingegen 

kaum Schaumereignisse festgestellt werden, 

ein aktives Eingreifen war hier nicht 

notwendig. Ursächlich werden zum einen 

die Raumbelastungsunterschiede, geringere 

Anteile an kritischen Substraten 

(zum Beispiel Getreideschrot) als auch die 

geometrischen Verhältnisse der Fermenter 

(Hochfermenter FBGA versus Flachfermenter 

BGA Köllitsch) und damit ein unterschiedliches 

Aufsteigen von Gasblasen 

gesehen. Trotz der teilweise hohen Anteile 

schnell vergärbarer Substrate und großer 

Priorisierung in drei Schritten 

1 hohe Priorität 

1 mittlere Priorität 

3 niedrige Priorität 

Einzelbeschickungen (Tages-Raumbelastungen 

von bis zu 10 kg oTS pro m 3 und 

Tag) konnte keine Versäuerung der Prozesse 

beobachtet werden. Dies deckt sich mit 

eigenen Beobachtungen sowie Untersuchungen 

von anderen Forschungsinstituten. 

An der FBGA wurde die Gasproduktion des 

Hauptfermenters kontinuierlich gemessen. 

Hier zeigte sich, dass zur Abdeckung des 

großen Messbereichs [etwa 5 bis 50 m³ pro 

Stunde (h)] auf zwei verschiedene Messsysteme 

– einen Trommelgaszähler 

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117

WISSENSCHAFT 


Abbildung 4: Symbolische Einordung der verschiedenen Umsetzungskomplexitäten in Bezug zu der 

zu erreichenden Flexibilität und des notwendigen Aufwandes im Forschungsprojekt „Gazelle“ 

(zirka 1 bis 14 m³ pro h) und Staudrucksonden (rund 9 

bis 100 m³ pro h) – zurückgegriffen werden musste. Als 

weitere Schlüsselgröße erwies sich die Messung und 

Überwachung des Gasspeicherfüllstandes. 

Hier konnte die Software im unteren Füllstandsbereich 

(≤50 Prozent), in dem die hydrostatische und die Seilzugmessung 

zu ungenau waren, wertvolle Informationen 

liefern. An der Biogasanlage Köllitsch war anfänglich 

keine Gasproduktionsmessung vorhanden. Daher wurde 

im Zuge des Forschungsvorhabens ein modulares Messsystem 

auf Ultraschallbasis zwischen Hauptfermenter, 

Zwischenlager und BHKW installiert (siehe Foto 3). 

Automatisierungsgrad und Personalbedarf 

an Betriebsweise anpassen 

Grundsätzlich war bei allen Versuchen ein höherer Personalbedarf 

aufgrund komplexerer Abläufe (Substrataufbereitung, 

Substratzugabe, Prozessüberwachung) 

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118


WISSENSCHAFT 

notwendig. Die im Forschungsprojekt umgesetzte Betriebsart 

der modellgestützten flexiblen Fütterung ist 

aufgrund noch fehlender Automatisierung anfällig für 

Übermittlungs- und Bedienfehler. Es sind zukünftig geeignete 

Schnittstellen zum Daten- oder Informationsaustausch 

zwischen Regelung und Anlagenpersonal 

erforderlich. 

Im Rahmen der flexiblen Fütterung ist das Anlagenpersonal 

verstärkt gefordert, wachsam zu agieren und öfter 

Fütterungspläne und Betriebsweisen zu kontrollieren. 

Auch starre Arbeitszeitregelungen stellen eine Herausforderung 

dar. Weiterhin müssen Regeln für Störfälle 

erarbeitet und abgestimmt werden. 

Zusammenfassend konnten im Forschungsprojekt 

„Gazelle“ an der FBGA des DBFZ sowie der Anlage 

Köllitsch die in Abbildung 3 gelisteten Herausforderungen, 

inklusive Priorisierung beim flexiblen Anlagenbetrieb, 

identifiziert werden. Die Ergebnisse des 

Forschungsprojektes „Gazelle“ zeigen, dass mit dem 

modellgestützten Fütterungsmanagement, einer Biogasvolumenstrommessung 

sowie vorhandenem Gasspeicher 

eine flexible Prozessführung praktisch realisiert 

werden kann (siehe Abbildung 4). 

Dieses Potenzial kann durch den gezielten Einsatz von 

schnell abbaubaren Substraten gesteigert werden. Im 

Rahmen der praktischen Umsetzung ist allerdings mit 

erhöhten Aufwendungen hinsichtlich Prozesskontrolle 

(zum Beispiel Schaumbildung), Personal und Kommunikation 

zu rechnen. Der konkrete ökonomische Mehrwert 

ist dabei an jeder Anlage individuell zu ermitteln. 

1 

DBFZ – Deutsches Biomasseforschungszentrum 

gemeinnützige GmbH 

2 

Lehr- und Versuchsgut Köllitsch 

Europäische Union 

Hinweis: Das Forschungsvorhaben „Gazelle“ wurde 

unter dem Förderkennzeichen 100267056 vom 

Europäischen Fonds für regionale Entwicklung sowie 

dem Freistaat Sachsen gefördert. 

Kontakt 

Dr. Jörg Kretzschmar 

Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbH 

Torgauer Str. 116 · 04347 Leipzig 

03 41/24 34 419 

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Die Philippinen sind ein Archipel in Südostasien, der aus mehr als 7.000 Inseln im Pazifischen 

Ozean besteht. Mit einer langen Gesamtküste sind die Philippinen mit unberührten 

weißen Sandstränden und kristallklarem Wasser gesegnet. Die Herzlichkeit und Gastfreundschaft 

der Filipinos erhöht das Potenzial der Philippinen, eines der Top-Destinationen 

für Urlaub und exotische Reisen mit preisgünstigen Optionen zu werden. Aber die 

Philippinen haben auch andere unsichtbare Potenziale, versteckt in Form von Energie. 

Von Medina Berbic 

Die Biogastechnologie wurde 1965 auf 

den Philippinen von Dr. Felix D. Maramba 

eingeführt, einem Agrar- und Maschinenbauingenieur, 

der dort noch heute als 

wichtiger Wissenschaftler und Entwickler 

von Biogasanwendungen bekannt ist. Zum Zeitpunkt 

ihrer Einführung erhielt die Biogastechnologie keine 

soziale oder wirtschaftliche Unterstützung als Methode 

der Energieerzeugung, da Kraftstoff billig und leicht 

verfügbar war. Es dauerte einige Jahrzehnte, bis die 

Technologie an ökologischer und kommerzieller Bedeutung 

gewann. 

Die Ölkrise von 1973 hat die Philippinen in ähnlicher 

Weise getroffen wie die größte Ölpest in der Geschichte 

des Landes. Nach der Krise wurde den Erneuerbaren 

Energien mehr Aufmerksamkeit gewidmet, wobei der 

Schwerpunkt auf der Entwicklung und Nutzung von 

Wasserkraft, Geothermie und Solarenergie lag. Die 

Biogasindustrie mit ihrer komplexen Technologie begann 

viel später, Anfang des 21. Jahrhunderts (2000), 

nachdem sie verschiedene Studien durchgeführt und 

das Potenzial von Biomasse analysiert hatte. Praktische 

Anwendungen waren bisher nur kleine Biogasanlagen 

für den Heimgebrauch, da Großanlagen aufgrund 

der Allgegenwart von Kohle zur Stromerzeugung 

wirtschaftlich nicht realisierbar waren. 

Nach dem Beitritt der Philippinen zum Pariser Klimaabkommen 

im Jahr 2017, als sich das Land verpflichtete, 

die Treibhausgasemissionen um 70 Prozent zu 

reduzieren und die erneuerbaren Energiequellen bis 

2030 auf 35 Prozent zu erhöhen, begann die Biogastechnologie 

eine größere Rolle bei der Erreichung 

FOTOS: LIPP GMBH 

120


INTERNATIONAL 

dieses Ziels zu spielen. Das große Potenzial der Philippinen 

als Agrarland liegt in den großen Mengen an 

Bioabfällen, ein Problem, mit dem die philippinische 

Regierung zu kämpfen hat. 

4.700 MW könnten mit allen organischen 

Abfällen realisiert werden 

Das Abfallwirtschaftssystem ist in der Praxis noch nicht 

etabliert, und der gesammelte Bioabfall ist unsortiert, 

vermischt mit Kunststoff und anderem Abfall. Weiteres 

Potenzial liegt in Siedlungsabfällen, Tiermist – 

die Schweineproduktion ist eine der wichtigsten Industrien 

auf den Philippinen –, Fischabfällen und Abfällen 

aus exotischen Früchten. So zeigt eine Studie 

der U.S. Energy Association aus dem Jahr 2015, dass 

4.700 Megawatt (MW) Energie erzeugt werden könnten, 

wenn alle organischen Abfälle auf den Philippinen 

genutzt würden. 

Trotz dieses hohen Potenzials ist die Biogastechnologie 

und ihre Umsetzung auf den Philippinen noch 

nicht weit verbreitet. Es gibt nicht genügend soziale 

und wirtschaftliche Unterstützung, um den Mangel an 

Informationen und Erfahrungen auszugleichen und 

Herstellern und Entwicklern von Biogastechnologie 

zum Erfolg zu verhelfen. 

Einige große Biogasanlagen mit einer durchschnittlichen 

Leistung von 1 MW wurden gebaut, aber der 

größte Teil des Potenzials ist noch ungenutzt. Gleichzeitig 

ist das Land immer noch stark von Kohle für 

die Stromerzeugung abhängig und hat im Vergleich zu 

anderen asiatischen Ländern die höchsten Energiekosten. 

Dies betrifft nicht nur die philippinische Bevölkerung, 

sondern auch die globale Wettbewerbsfähigkeit 

des Landes. 

Dole – Reststoffe zu Biogas 

Mindanao, die zweitgrößte Insel der Philippinen (nach 

Luzon), liegt in der südlichen Region des Archipels. 

Die größte Ananas-Dosenfabrik der Philippinen, Dole 

Philippines, Inc., befindet sich hier. Das Unternehmen 

verfügt über zwei Betriebsstandorte, Surallah und Polomolok, 

und verarbeitet Fruchtsäfte und Konserven 

aus Ananas sowie aus kleineren Mengen anderer exotischer 

Früchte wie Bananen und Mangos. Dole Philippines, 

Inc. ist Teil des Unternehmens Dole, einem 

internationalen Marktführer mit einem umfangreichen 

Sortiment an hochwertigen exotischen Früchten und 

daraus hergestellten Produkten. Ihre Produkte sind in 

jedem Supermarkt in Deutschland zu finden. 

Dole Philippines, Inc. produzierte 2018 mehr als 

180.000 Tonnen organische Abfälle (Ananasschalen – 

basierend auf den statistischen Daten des Unternehmens), 

und die Menge wird in den kommenden 

Jahren voraussichtlich wachsen. Der unverarbeitete 

Ananasrückstand wurde kompostiert. Dabei entweicht 

Methan in die Atmosphäre. Die Verwendung der unverarbeiteten 

Ananasrückstände auf diese Weise machte 

jedoch auf die hohen Methanemissionen und den unzureichenden 

Verbrauch der reichhaltigen Nährstoffe 

im Dünger aufmerksam. Dies führte zur Ermittlung 

von Möglichkeiten zur Verbesserung des Abfallbewirtschaftungssystems 

mit dem Ziel, die Treibhausgasemissionen 

zu reduzieren und die Qualität von Düngemitteln 

zu erhöhen. 

So wurde ermittelt, dass die Gewinnung des aus der 

anaeroben Vergärung von Ananasschalenabfällen 

erzeugten Methans die CO 2 

-Emissionen um etwa 

50.000 Tonnen pro Jahr reduzieren kann. Im Gegenzug 

kann dieses Methan anstelle fossiler Brennstoffe 

verwendet werden, um Strom und Dampf in der Fabrik 

zu erzeugen. Diese wichtigen Erkenntnisse und die 

CO 2 

-Kompensation spielten eine wichtige Rolle bei 

der Entscheidung, eine industrielle Biogasanlage mit 

einer Gesamtleistung von 7,9 MW zu installieren. Es 

handelt sich um zwei Biogasanlagen, eine in Surallah 

mit einer Leistung von 2,9 MW und eine in Polomolok 

mit einer Leistung von 5 MW. Die geschätzten Kosten 

für die Realisierung dieses Projekts beliefen sich auf 

eine Milliarde philippinischer Pesos (16,7 Millionen 

Euro). 

Mit Unterstützung des Joint Crediting Mechanism 

(JCM), eines von der japanischen Regierung eingeführten 

Progamms, war es möglich, eine Kofinanzierung 

zu sichern, um diese Idee umzusetzen. Das 

JMC-Programm unterstützt die Verringerung der weltweiten 

Treibhausgasemissionen durch die Förderung 

fortschrittlicher kohlenstoffarmer Technologien und 

Systeme in Entwicklungsländern. Mit diesem Finanzierungsprogramm 

werden 172 Projekte in 17 verschiedenen 

Entwicklungsländern unterstützt. Das Biogasprojekt 

auf den Philippinen trägt den Titel „Biogas 

Power Generation and Fuel Conversion“. 

121

INTERNATIONAL 


Wie wurde Lipp Teil des 

Projekts? 

Die deutsche Firma Lipp GmbH 

ist auf dem internationalen Biogasmarkt 

mit ihrem einzigartigen 

„Doppelfalz-System“ und 

Tanks aus Verinox®-Material 

bekannt. Das Unternehmen bot 

Lösungen für die Realisierung 

dieser beiden großen Biogasanlagen 

und der Verarbeitung 

von Ananasrückständen, einem 

Rohstoff, der nicht ausreichend 

erforscht wurde. Darüber hinaus 

galt die deutsche Biogastechnologie 

als geeignet, um 

die hohen Anforderungen an 

einen JCM-Zuschuss zu erfüllen 

und um den langfristigen 

und zuverlässigen Betrieb der 

Biogasanlage zu gewährleisten. 

Lipp wurde von MetPower Venture 

Partners, dem offiziellen 

Auftragnehmer des Projekts, 

mit der Entwicklung und dem 

Bau von zwei Biogasanlagen 

beauftragt, die in die Canning- 

Anlagen Surallah und Polomolok 

(Süd-Cotabato, Philippinen) 

integriert werden sollen. 

Der erste Entwurf von Vormachbarkeitsstudien 

für diese beiden 

Großanlagen wurde 2017 

gestartet. Zwei Jahre waren nötig, 

um die endgültigen Pläne 

fertigzustellen und alle erforderlichen 

Genehmigungen und 

Aufträge zu erhalten. 

Der Biogasanlagenkomplex in 

Surallah besteht aus folgenden Lipp-Komponenten: 

zwei Lipp-ECO-Fermentern mit jeweils 5.000 Kubikmeter 

(m 3 ) Volumen, mit einer zusätzlichen 8.300 m 3 

fassenden Gasspeichermembran, einem Puffertank 

mit einem Volumen von 2.500 m 3 und einem weiteren 

Puffertank mit einem Volumen von 900 m 3 . Der Biogasanlagenkomplex 

in Polomolok besteht aus folgenden 

Komponenten: drei Lipp-ECO-Gärbehältern mit jeweils 

6.000 m 3 Volumen, mit einer zusätzlichen 8.300 m 3 

fassenden Gasspeichermembran, einem Puffertank 

mit einem Volumen von 5.000 m 3 und einem weiteren 

Puffertank mit einem Volumen von 1.300 m 3 . 

Der Bau der ersten Biogasanlage in Surallah begann 

2019, aber aufgrund der Auswirkungen von Covid-19 

im Jahr 2020 wurde der Bau um einige Monate verschoben. 

Zusätzliche Schwierigkeiten mit internationalen 

Reisebeschränkungen und Quarantäneprotokollen 

haben die weitere Arbeit vor Ort stark beeinträchtigt. 

Dank der guten Zusammenarbeit und Organisation aller 

Beteiligten wurde die Arbeit jedoch bis zur Inbetriebnahme 

abgeschlossen. Hoffentlich wird die Anlage in 

den nächsten Monaten voll in Betrieb sein. 

Der Bau der zweiten Biogasanlage in Polomolok mit 

einem geplanten Start im Jahr 2020 musste wegen 

der Covid-19-Pandemie ebenfalls verschoben werden. 

Trotz der aktuellen Situation ist das Lipp-Team vor einiger 

Zeit auf den Philippinen angekommen und arbeitet 

weiter vor Ort. Sobald die beiden Anlagen voll einsatzfähig 

sind, werden sie 100 Prozent der Ananas-Abfälle 

zur Erzeugung Erneuerbarer Energien nutzen und zur 

Verringerung von Treibhausgasen und Luftschadstoffemissionen 

sowie zur Senkung der Stromkosten für Dole 

beitragen. 

Bildungsprojekt für Filipinos – 

Biogasausbildung 

„Kann ich Methan riechen?“, „Riecht es nicht 

schlecht?“, „Was kann ich mit Biogas machen?“ – diese 

Fragen verdeutlichen den Mangel an Informationen 

und Erfahrungen mit der Biogasproduktion in diesem 

Land. Aus diesem Grund führte das Unternehmen Lipp 

ein zusätzliches Promotion-Projekt auf den Philippinen 

mit pädagogischen Inhalten durch. Im Rahmen eines 

develoPPP.de-Projektprogramms wurden erfahrene 

deutsche Biogasexperten vom Fachverband Biogas e.V. 

und von Lipp, von einem lokalen Partner, der Deutsch- 

Philippinischen Industrie- und Handelskammer (AHK 

Philippinen), unterstützt, Biogasschulungen durchzuführen 

und ein Biogaslabor einzurichten. Dieses Projekt 

beinhaltete auch den Transfer von technischem 

Know-how sowie eine gründliche und umfassende 

theoretische und praktische Ausbildung einschließlich 

Sicherheitstraining. 

Aufgrund der Covid-19-Pandemie konnten die Experten 

des Fachverbandes Biogas e.V. nicht auf die Philippinen 

reisen, um die erste Schulung vor Ort durchzuführen, 

sondern es wurde ein virtuelles Trainingsprogramm 

organisiert. Das mit sechs Blöcken zu je drei Stunden 

ausgelegte Training wurde im März 2021 mit 70 Teilnehmern 

veranstaltet. Das develoPPP.de-Projekt wurde 

von der Deutschen Investitionsgesellschaft (DEG) mit 

öffentlichen Mitteln des Bundesministeriums für wirtschaftliche 

Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ, 

www.developpp.de) kofinanziert. Das BMZ kann die 

innovativen Projekte und kommerziellen Investitionen 

Ihres Unternehmens in Entwicklungs- und Schwellenländern 

unterstützen, sofern sie langfristige Vorteile für 

die lokale Bevölkerung bieten. 

Autorin 

Medina Berbic 

Lipp GmbH 

m.berbic@lipp-system.de 

122


INTERNATIONAL 

SÜDKOREA 

Seoul 

Mandarinensaftproduktion – aus 

Reststoffen wird Biogas gewonnen 

Im Herzen von Jeju, der mit Abstand größten südkoreanischen Insel, durfte das in Ostwürttemberg 

ansässige Unternehmen Lipp an einem beeindruckenden Projekt teilnehmen, bei dem ein System zur 

umweltverträglichen Verwertung von Rückständen aus der Herstellung von Mandarinensaft gesucht 

und innerhalb von nur zehn Monaten verwirklicht wurde. 

Von Achim Kaiser 

FOTO: LIPP GMBH 

Jeju ist eine subtropische Vulkaninsel, 

die 100 Kilometer südlich 

der koreanischen Halbinsel liegt, 

in etwa so groß wie Mallorca ist 

und aufgrund ihres milden Klimas 

optimale Voraussetzungen für den Anbau 

von Zitruspflanzen besitzt. Darüber hinaus 

ist die Insel dank ihrer üppigen und vielfältigen 

Natur sowie seiner weiten Strände 

ein beliebter Anlaufpunkt auf Kreuzfahrten 

durch Ostasien. 

China ist mit einem Marktanteil von 55 

Prozent weltweit gesehen der mit Abstand 

größte Produzent von Mandarinen. Südkorea, 

wo sich der Anbau auf Jeju beschränkt, 

belegt mit einem Anteil von knapp 2 Prozent 

den zehnten Platz. Aufgrund des milden 

Klimas gedeihen auf dieser Insel über 

40 verschiedene Sorten. Die Mandarinenernte 

findet auf Jeju im Zeitraum Oktober 

bis Februar statt. Durch ihre hohen Gehalte 

an den Vitaminen A und C, Calcium sowie 

Kalium gilt das bekannte Winterobst als 

sehr gesundes Nahrungsmittel. Die Verarbeitung 

zu Saft ist vor allem aufgrund einer 

strengen Vorschrift, die vorsieht, dass Mandarinensaft 

zu 100 Prozent aus Früchten 

bestehen muss, eher selten. 

Auf Jeju befindet sich die einzige südkoreanische 

Produktionsstätte für Mandarinensaft. 

Ihre Verarbeitungskapazität wurde in 

den letzten Jahren stetig gesteigert. Die anfallenden 

Pressrückstände aus der Saftproduktion 

werden in einem Entwässerungssystem 

weiterverarbeitet. Der dabei anfallende 

Presskuchen findet Verwendung in der Rinderfütterung 

und die dünne Flüssigphase 

dient als Futter für die Biogasanlage. 

Da in der Getränkeindustrie die Anforderungen 

an die Qualität von Frisch- und 

Prozesswasser hoch sind, führte die Steigerung 

der Saftproduktion dazu, dass die 

Reinigungsleistung der aerob betriebenen 

Kläranlage an ihre Grenzen kam. Folglich 

wurde in den letzten Jahren die Aufbereitung 

auf eine Wasserqualität, die zur Einleitung 

in den Vorfluter ausreichend ist, 

immer aufwändiger. Die Ursache lag darin, 

dass der Biochemische Sauerstoffbedarf 

(BSB), der die Sauerstoffmenge angibt, die 

zum biologischen Abbau der organischen 

Verbindungen im Abwasser durch Bakterien 

benötigt wird, mit 165 Gramm pro Liter 

deutlich über dem zulässigen Grenzwert 

lag. Vor dem Hintergrund, dass auf der Insel 

Jeju hohe staatliche Umweltauflagen 

einzuhalten sind, mussten hier Lösungen 

gefunden wurden. 

Anlagenbau und 

Betriebserfahrungen 

Bei der Produktion von Mandarinensaft 

handelt es sich nicht um ein ganzjähriges, 

sondern um ein saisonales Geschäft, das zu 

Beginn der Ernte startet und etwas mehr als 

ein halbes Jahr dauert. Für eine gleichmäßige 

Betriebsleistung der zu errichtenden 

Biogasanlage waren deshalb zur Lagerung 

der Mandarinensaft-Reste vier stehende 

Behälter mit einem Lagervolumen von insgesamt 

20.000 Kubikmetern notwendig. 

Um eine maximale Dichtheit zu erreichen, 

wurden diese, sowie alle weiteren von der 

Firma Lipp gelieferten Behälter, mit dem 

patentierten Doppelfalzsystem aus einem 

Edelstahl-Verbundmaterial hergestellt. 

Es handelt sich dabei um einen Universalfermenter 

(850 Kubikmeter) zur anaeroben 

Vorbehandlung des hochbelasteten Abwassers 

vor der aeroben Weiterbehandlung in 

der kommunalen Kläranlage und einen 

Misch- und ein Pufferbehälter. Deren Volumen 

beträgt jeweils 100 Kubikmeter. Das 

im Fermenter produzierte Biogas wird zur 

Wärmeerzeugung für die Abwasserbehandlungsanlage 

und die Produktionsstätte genutzt. 

Die komplette Anlage wurde 2019 

in Betrieb genommen. Seitdem läuft sie 

erfolgreich und erreicht beim Abwasser 

sehr gute BSB-Werte von unter 3 Gramm 

pro Liter. 

Autor 

Achim Kaiser 

Geschäftsführer der FnBB e.V. 

und Projektingenieur bei der IBBK 

Fachgruppe Biogas GmbH 

kaiser@fnbb.de 

123


Aus der 

Verbandsarbeit 

BERICHT AUS DER GESCHÄFTSSTELLE 

Aktionismus zum Ende 

der Legislaturperiode 

Kurz vor dem Ende der Legislaturperiode verabschiedet die 

scheidende Bundesregierung zahlreiche Gesetze, Verordnungen 

und Förderprogramme. Dies ist für unsere Mitarbeitenden in den 

Geschäftsstellen genauso eine Herausforderung wie für unsere in 

den Gremien ehrenamtlich Aktiven. Gesetzestexte müssen schnell 

analysiert und Stellungnahmen geschrieben werden. 

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

Ein Beispiel ist die Novelle des Klimaschutzgesetzes mit einer halbtägigen 

Stellungnahmefrist. Ziel unserer Stellungnahme ist eine Anerkennung 

der Klimaschutzleistung der Bioenergie. Auch zwei Baustellen rund um 

das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) werden voraussichtlich noch 

vor der Sommerpause geschlossen. Zum einen soll die Regelung zum 

Flexzuschlag korrigiert werden, was für die Perspektive der Biogasbranche höchste 

Relevanz hat. Es geht vor allem darum, dass Anlagen in der Anschlussvergütung 

den Flexzuschlag ebenfalls bekommen können. In diesem Zusammenhang war der 

Fachverband Biogas e.V. am Runden Tisch der Clearingstelle beteiligt, bei dem eine 

Korrekturfassung für das EEG ausgearbeitet wurde, die den Belangen der Branche 

entspricht. 

Korrekturen am EEG mit Licht und Schatten 

Zum anderen legte das Bundeskabinett eine Verordnung zur Umsetzung des EEG 

2021 vor. Dabei soll unter anderem eine Verordnungsermächtigung zur Einführung 

einer Anschlussvergütung für kleine Gülle vergärende Biogasanlagen nach Ablauf 

ihres ersten Vergütungszeitraums umgesetzt werden. Das im Entwurf festgelegte 

Vergütungsniveau bietet keine echte Anschlussperspektive und erlaubt langfristig 

keinen wirtschaftlichen Weiterbetrieb der Anlagen. Sandra Rostek aus dem Hauptstadtbüro 

Bioenergie war zur Ausschusssitzung zu Änderungen des EEG in den Bundestag 

geladen und konnte den Unmut der Branche an dem Vorschlag adressieren. 

Im Mai beschloss der Deutsche Bundestag das Gesetz zur Weiterentwicklung der 

Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) im Verkehrssektor. Zwischen dem absolut 

desaströsen Erstentwurf und der nun beschlossenen finalen Fassung liegen 

Welten. Mit vereinten Kräften ist es gelungen, vieles entscheidend zu verbessern: 

Die Treibhausgasminderungsquote wird von derzeit 6 in jährlichen Schritten auf 25 

Prozent im Jahr 2030 angehoben. 

124


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

Dies bringt Klimaschutz auf die Straße und 

Planungssicherheit für alle Erfüllungsoptionen, 

darunter Biomethan als Kraftstoff. 

Des Weiteren konnte erreicht werden, dass 

auch biogener Wasserstoff ab 1. Juli 2023 

bei Einsatz im Verkehr auf die THG-Quote 

anrechenbar ist. Unterm Strich also ein 

gutes Ergebnis, das Biogas Perspektiven 

abseits des EEG aufzeigt. 

Aktuelle Entwicklungen im 

Referat Abfall, Düngung und 

Hygiene 

Ende Mai wurde der langjährige Leiter des 

Referates, David Wilken, verabschiedet. Er 

übernimmt neue Aufgaben bei der Gütegemeinschaft 

Kompost (BGK) und bleibt 

der Branche damit verbunden. Die Verantwortung 

für das Referat übernimmt jetzt 

Mathias Hartel, der bereits umfangreiche 

Erfahrungen und Kompetenzen in dem 

Themenfeld sammeln konnte. 

Im Zuge der Evaluierung der Stoffstrombilanzverordnung 

gab es mehrere Gespräche 

mit dem Bundeslandwirtschaftsministerium 

(BMEL) und internen Gremien. Erstes Ziel 

war, mit Praxisdaten zu zeigen, dass die Bilanzierung 

mit dem derzeitigen System gerade 

bei flächenlosen Biogasanlagen überwiegend 

zu Abweichungen führt. Gründe hierfür 

sind, dass die Standardwerte auf Betriebsebene 

die Realität derzeit nicht abbilden. 

Für mögliche Lösungsansätze wurden in 

der Geschäftsstelle weiterführende Berechnungen 

auf der Basis von Praxisdaten 

vorgenommen. Die Ergebnisse der Berechnungen 

werden in den Evaluierungsbericht, 

der bis Ende des Jahres seitens des BMEL 

fertiggestellt wird, einfließen. Weitere Gespräche 

sind zudem mit dem BMU geplant. 

Zur Vorbereitung der Beratungen haben wir 

nun einen Testlauf mit einigen freiwilligen 

Betreibern gestartet, die sich nach unserem 

Aufruf im Betreiberfax gemeldet haben. 

Web-Seminare zum Vollzug der 

Düngeverordnung 

Zur Umsetzung der DüV finden aktuell in 

mehreren Bundesländern Web-Seminare 

statt. Die Referenten kommen von den zuständigen 

Behörden zur Ausweisung der roten 

Gebiete und von die Vollzugsbehörden 

zur Umsetzung düngerechtlicher Anforderungen. 

Durch die vermehrten Anfragen aus 

der Mitgliedschaft bietet sich mit dieser 

Veranstaltung die Möglichkeit, Antworten 

zu aktuellen Fragen aus erster Hand zu erlangen. 

Kleine Novelle der 

Bioabfallverordnung 

Im Zuge der kleinen Novelle der BioAbfV 

wurden mehrere Gespräche mit dem Bundesumweltministerium 

und den Gremien 

zur Einführung eines Kontrollwertes durchgeführt. 

Bereits in der ersten Stellungnahme 

und der gemeinsamen Erklärung der 

Verbände wurde die Dringlichkeit einer Berücksichtigung 

der Herkunft der Bioabfälle 

und ein mögliches Rückweisungsrecht 

zum Vorschlag der Einführung eines Kontrollwertes 

und der Bezug zu Kunststoffen 

hervorgehoben. Offen ist, ob die positiven 

Gespräche auch in der Fortführung des 

Gesetzgebungsverfahren so berücksichtigt 

werden. Aktuell werden durch das statistische 

Bundesamt Abfragen zum Erfüllungsaufwand 

vorgenommen, um die Kosten 

durch die neue BioAbfV abzuschätzen. 

Referat Energierecht beschäftigt 

sich mit aktuellen Praxisfragen 

rund um das EEG 

Innovative Firmen der Branche haben in 

den vergangenen Jahren eine ORC-Technik 

zur Stromerzeugung entwickelt, die nicht 

den Abgasstrom, sondern die Hitze nutzt, 

die normalerweise über Wärmetauscher 

vom Blockheizkraftwerk (BHKW) weggeführt 

wird. Aus rechtlicher Sicht ergibt sich 

hier für uns die Frage, ob nur der mittels 

der ORC-Technik erzeugte Strom oder der 

gesamte Strom mit dem Technologiebonus 

in Höhe von 2 Cent pro Kilowattstunde prämiert 

wird. In Gesprächen mit Netzbetreibern 

setzen wir uns für die Vergütung der 

gesamten Strommenge ein. 

Mit dem EEG 2021 wurde als Vergütungsvoraussetzung 

neu in das Gesetz aufgenommen, 

dass Anlagen hocheffizient sein müssen. 

In seiner Stellungnahme, aber auch 

in vielen Gesprächen hat der Fachverband 

Biogas e.V. (FvB) darauf hingewiesen, dass 

die entsprechenden Regeln unklar und wenig 

praxisgerecht sind. Aufgrund der Tatsache, 

dass Güllekleinanlagen manchmal 

nur eine geringe oder keine Wärmenutzung 

außerhalb des Fermenters haben, wird nun 

von einem sehr großen Netzbetreiber die 

Frage gestellt, ob diese kleinen Güllekleinanlagen 

überhaupt KWK-Anlagen sind. Der 

FvB strebt eine Einigung mit dem Netzbetreiber 

an. 

Redispatch 2.0 – Gespräche mit 

Bundesnetzagentur 

Die Umsetzung des Redispatch 2.0 schreitet 

weiter voran und mittlerweile haben 

viele unserer Mitglieder Anschreiben 


– Testlauf der Düngeberatungen 

Ab Oktober werden wir über unsere Service 

GmbH Düngeberatungen für Mitglieder des 

Verbands anbieten. Der Schwerpunkt wird 

dabei auf Bayern und Niedersachsen liegen. 



Regional. Verlässlich. Klimafreundlich. Biogas kann‘s! 

125

VERBAND 


von ihren Anschlussnetzbetreibern bekommen. 

Leider stellen sich trotz umfangreicher 

Dokumente der BNetzA und des 

BDEW zahlreiche Fragen für die praktische 

Umsetzung. Um die Probleme der Branche 

darzustellen, haben wir im Mai ein Gespräch 

mit der Bundesnetzagentur geführt. 

Zusammen mit unserem Dachverband, 

dem Bundesverband Erneuerbare Energie 

e.V., haben wir zahlreiche Punkte angesprochen, 

deren Umsetzung aktuell noch sehr 

unklar ist. 

Im Biogasbereich ist dies unter anderem 

die für viele Betreiber wichtige Eigenversorgung, 

die im Rahmen des neuen Systems 

nachrangig geregelt werden soll. Um 

unsere Mitglieder bei der Umsetzung zu unterstützen, 

haben wir eine Arbeitshilfe zum 

Redispatch 2.0 veröffentlicht sowie ein 

Hintergrundpapier zur Direktvermarktung, 

da den Direktvermarktern als potentiellen 

„Einsatzverantwortlichen“ eine Schlüsselrolle 

im Redispatch 2.0 zukommt. Insbesondere 

Betreiber, die aktuell noch nicht in 

der Direktvermarktung sind, beschäftigen 

sich daher verstärkt mit dem Thema. 

Vermehrt wurde an die Geschäftsstelle 

die Frage herangetragen, unter welchen 

EEG- und öffentlich-rechtlichen Vorgaben 

Kartoffeln in Biogasanlagen eingesetzt werden 

können, die eigentlich zur Herstellung 

von Pommes geerntet wurden. Diese Frage 

wurde in der Geschäftsstelle umfassend 

rechtlich beleuchtet und das Ergebnis wird 

alsbald im Biogas-Journal veröffentlicht. 

800 Mitglieder zu Vorgaben 

der Nachhaltigkeitsverordnung 

geschult 

Auch das zweite Quartal 2021 war sehr 

rege für den Veranstaltungsbereich des 

FvB. Um das diesjährige Konzept für die 

BIOGAS Convention & Trade Fair festzulegen, 

wurde eine Mitgliederumfrage durchgeführt, 

in der Firmen und Aussteller individuell 

befragt wurden. Das Ergebnis ist, 

dass erstmalig der Tagungsteil „BIOGAS 

Convention“ vom 22. bis 26. November 

2021 digital stattfinden wird, gefolgt von 

der Live-Fachmesse „BIOGAS Trade Fair“ 

vom 7. bis 9. Dezember 2021 in der Nürnberg 

Messe. 

Um den neuen Sicherheits- und Hygieneregeln 

gerecht zu werden, wird zudem an der 

Einführung eines umfassenden elektronischen 

Registrierungs- und Einlasssystems 

gearbeitet. 

Acht Web-Infoseminare zur Umsetzung der 

Nachhaltigkeitsverordnung wurden organisiert 

und mit an die 800 Teilnehmern überaus 

erfolgreich durchgeführt. Bei den Veranstaltungen 

mit besonderen Zielgruppen 

konnte der zweite Erfahrungsaustausch für 

zur Prüfung befähigte Personen auf Biogasanlagen 

gemäß Betriebssicherheitsverordnung 

(BetrSichV) ebenfalls erfolgreich 

veranstaltet werden. Der Erfahrungsaustausch 

für zur Prüfung befähigte Personen 

soll nun analog dem Erfahrungsaustausch 

für Sachverständige gemäß Paragraf 29 

b BImSchG jährlich durchgeführt werden 

und damit einen festen Platz im Terminkalender 

erhalten. 

Im Messebereich ging es in die Planung 

der Gemeinschaftsstände für die BIOGAS 

Trade Fair 2021 und die IFAT 2022, die 

beide einen hohen Zuspruch erhalten haben. 

Im Schulungsverbund zogen nach 

den coronabedingten Schwierigkeiten 

Angebot und Nachfrage an Schulungen 

wieder deutlich an, und Ende des zweiten 

Quartals konnten neben den Online-Schulungen, 

die in jedem Fall bis Ende Oktober 

aufrechterhalten werden sollen, wieder 

erste Präsenzveranstaltungen stattfinden. 

In diesem Zusammenhang konnte auch 

der zehntausendste erfolgreich geschulte 

Teilnehmer seit dem Bestehen des Schulungsverbunds 

gefeiert werden. In welchem 

Rahmen zukünftig weiterhin Online-Schulungen 

möglich sind und angeboten werden 

können, diskutiert gerade der Fachbeirat 

des Schulungsverbundes. 

LAI-Beschluss zum 

Luftreinhaltebonus weiterhin 

in Diskussion 

Wenig zufriedenstellend ist die seit September 

2020 laufende Diskussion um den 

LAI-Beschluss zum Erhalt des Luftreinhaltebonus. 

Der vom FvB dringend angemerkte 

Überarbeitungs- und Ergänzungsbedarf 

des Beschlusses wird immer noch 

in der dafür zuständigen Bund-Länder- 

Arbeitsgruppe (AISV) diskutiert. Der FvB 

ist im ständigen Austausch mit beteiligten 

Ländervertretern und versucht die kommenden 

ergänzenden Vollzugshinweise so 

praxistauglich wie möglich auszugestalten. 

In jedem Fall sollen die technischen Umund 

Nachrüstungen bis Ende des Jahres 

abgeschlossen sein und ab dem nächsten 

Jahr eine umfangreiche Dokumentation 

erfolgen, die dann regelmäßig von den zugelassenen 

Messinstituten geprüft und bestätigt 

werden soll. 

Umsetzung der Technischen 

Regeln 

Nach wie vor nehmen die zahlreichen 

Umsetzungsfragen zur TRAS 120 einen 

Schwerpunkt der Mitgliederanfragen ein. 

Immer wieder herrscht große Unsicherheit 

bei allen beteiligten Behörden, Betreibern, 

Sachverständigen und Firmen, welche Anforderungen 

aus der TRAS 120 umgesetzt 

werden müssen beziehungsweise welche 

Forderungen verhältnismäßig sind. Der FvB 

erneuert daher regelmäßig seine Kritik an diversen 

Details der TRAS 120 und versucht, 

bei der zuständigen Kommission für Anlagensicherheit 

(KAS) eine zeitnahe punktuelle 

Überarbeitung der TRAS 120 herbeizuführen. 

Insbesondere in Bayern führt eine 

im Vergleich zu anderen Ländern sehr strikte 

Umsetzung zu erheblichen Diskussionen, 

die inzwischen auch auf politischer Ebene 

erörtert werden. Der FvB hatte seine Kritik 

an der TRAS-Umsetzung in Brandbriefen an 

die zuständigen Ministerien zum Ausdruck 

gebracht. Weiter voranschreitet die Überarbeitung 

der TRGS 529: Unter Einbindung 

der Arbeitsgruppe Spurenelemente des FvB 

konnten die Themen „fermentierbare Säcke“ 

sowie die CLP-Einstufung von EDTAchelasierten 

Spurenelemente diskutiert 

werden. Weitere Themen in der Überarbeitung 

sind die sichere Ausgestaltung von Gärprodukttrocknungsanlagen, 

die sichere Instandhaltung 

sowie der sichere Einsatz von 

besonderen Einsatzstoffen (Bioabfällen). 

126


VERBAND 

TA Luft 

Weiterhin ist die im Juni beschlossene novellierte TA 

Luft der Arbeitsschwerpunkt im Referat Genehmigung. 

Im Rahmen des Bundesratsverfahrens konnten einige 

positive Änderungen in den biogasrelevanten Kapiteln 

erreicht werden. Der jetzt finale Stand der TA Luft 

bedarf aber einer intensiven Analyse und Diskussion 

bezüglich möglicher Interpretationen und Probleme. 

Aus diesem Grund findet jetzt eine Abstimmung mit 

relevanten Gremien im FvB statt. 

Mit dem Beschluss der TA Luft wurde auch eine Überarbeitung 

der VDI 3475-4 – „Emissionsminderung - 

Biogasanlagen in der Landwirtschaft“ gestartet. Die 

dazugehörige Arbeitsgruppe – mit Beteiligung des FvB – 

hat im Juni in einer ersten Sitzung den notwendigen 

Änderungsbedarf festgestellt und den weiteren Ablauf 

der Überarbeitung festgelegt. 

Wahljahr im Fachverband Biogas e.V. 

Im „Superwahljahr“ 2021 werden für die Biogasbranche 

wichtige Weichen für die Zukunft gestellt. Es finden 

dabei nicht nur die Bundestagswahl und Wahlen 

in vielen Bundesländern statt, auch im FvB stehen 

wieder die Wahlen der Gremien an, die laut Satzung 

im vierjährigen Turnus abgehalten werden müssen. Den 

Abschluss des Wahljahres wird die Wahl eines neuen 

Präsidiums bilden, die im Rahmen der Mitgliederversammlung 

stattfinden wird. Bereits vorab werden in 

den Beiräten und Arbeitskreisen sowie vor allem in den 

Regionalgruppen die Ämter (Regionalgruppen- und 

Betreibersprecher*innen) neu vergeben. 

In vielen Regionen konnten bereits ausreichend Kandidatinnen 

und Kandidaten gefunden werden, in 

manchen Regionen besteht noch Bedarf an weiteren 

Bewerber*innen. Sollten Sie Interesse haben, ein Ehrenamt 

in Ihrer Regionalgruppe zu übernehmen, melden 

Sie sich gerne in der Geschäftsstelle in Freising bei 

Carolin Langwieser. 

Die Kandidatensuche soll in den kommenden Wochen 

abgeschlossen und mit den Wahlen begonnen werden. 

In welcher Form die Wahlen stattfinden, entscheiden 

die Regionalgruppen. Sollte ein Vor-Ort-Termin nicht 

gewünscht sein, werden Briefwahlen durchgeführt. Dabei 

würde die Vorstellung der zu wählenden Personen 

vorab in einer digitalen Regionalgruppen-Veranstaltung 

erfolgen. 

Außerordentliche Mitgliederversammlung 

beschließt Erweiterung des Präsidiums 

Am 16. Juni fand eine außerordentliche Mitgliederversammlung 

statt, zu der knapp 200 Mitglieder angemeldet 

waren. Diese wurde bedingt durch die aktuellen 

Einschränkungen als Webkonferenz abgehalten. 

Anlass war die Erweiterung des Präsidiums in der im 

Herbst/Winter anstehenden Präsidiumswahl. Die Mitgliederversammlung 

beschloss eine Erweiterung um 

zwei Personen. Weiterhin standen Satzungsänderungen 

zu Onlineverfahren für die Einladung, Wahlen und 

Durchführungen von Versammlungen des FvB auf der 

Tagesordnung. Diese Änderungen wurden ebenfalls 

beschlossen. Auf Antrag aus der Mitgliedschaft wurde 

zudem beschlossen, eine Biogaschronik anlässlich 

des 30-jährigen Verbandsjubiläums zu erstellen und 

die Beitragsehrlichkeit der Mitglieder bei der nächsten 

Beitragserhebung zu verbessern. 

Autoren 

Dr. Stefan Rauh 

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

Geschäftsführer 


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0 81 61/98 46 60 

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127

VERBAND 


LEE NIEDERSACHSEN-BREMEN E.V. 

Peter Beeken (links) 

und Gustav Wehner 

(Vorstand LEE) im 

Gespräch mit Umweltminister 

Olaf Lies 

(rechts). 

Ocholter Biogasanlage spart jährlich 

bis zu 2.000 Tonnen CO 2 

ein 

Auf Einladung des Landesverbandes Erneuerbare 

Energien Niedersachsen-Bremen 

(LEE) e.V. besuchten am 24. April Niedersachsens 

Umwelt- und Klimaschutzminister 

Olaf Lies sowie Jens Nacke, Landtagsabgeordneter, 

und Lars Schmidt-Berg, stellvertretender 

Bürgermeister von Westerstede, Peter Beekens Biogasanlage 

in Ocholt. Anlässlich des Tags der Erneuerbaren 

Energien verschafften sich die Politiker einen Eindruck 

von der Leistungsfähigkeit, die in der Bioenergie steckt. 

Eines wurde sofort deutlich: Der Klimaschutzaspekt 

von Biogasanlagen ist unübersehbar. So spart Peter 

Beekens Anlage, die zahlreiche Gebäude in der Umgebung 

mit Wärme versorgt, jährlich bis 700.000 Liter 

Heizöl ein. Und vermeidet damit den Ausstoß von bis 

zu 2.000 Tonnen CO 2 

. 

Peter Beeken, Geschäftsführer der Erste Biogas Ocholt 

GmbH & Co. KG, richtete klare Worte an die Landesregierung: 

„Biogasanlagen tragen dazu bei, dass Niedersachsen 

seine Klimaschutzziele erreicht. Gleichzeitig 

schafft die Branche Arbeitsplätze und sorgt für Wertschöpfung 

vor Ort. Wir haben aber mit einer ganzen 

Reihe von Problemen zu kämpfen. So fehlt uns beispielsweise 

eine ganzheitliche Strategie für das Thema 

Wärme. Das merken wir vor allen Dingen bei Abschaltungen 

und beim jetzigen Einspeisemanagement. Auch 

beim geplanten Redispatch 2.0 gibt es keine Strategie 

für Wärmelieferungen.“ Biogas gilt als Joker unter den 

Erneuerbaren Energien, denn es kann als Ausgleichsenergie 

zu Wind und Sonne eingesetzt werden. Die 

Anlagenbetreiber fordern von der Politik jedoch eine 

vernünftige Finanzierung ein. Denn aktuell wird der 

flexible Einsatz nicht genügend nachgefragt und auch 

nicht lokal geregelt. 

Beeken hob bei der Besichtigung der Biogasanlage hervor, 

dass sich viele Anlagenbetreiber für Biodiversität 

einsetzen. „Es ist nicht so, dass wir unbedingt hochenergetischen 

Mais verwenden wollen. Es ist vielmehr 

so, dass andere pflanzliche Inputstoffe und auch Gülle 

aufgrund ihrer geringeren Energieleistung weniger 

wirtschaftlich sind, zumal die Lagerproblematik nicht 

geklärt ist.“ Gerade der Einsatz von Gülle leiste einen 

erheblichen Beitrag zur Treibhausgasminderung. 

Alle Beteiligten waren sich einig, dass Biogasanlagen 

einen wichtigen Baustein in der niedersächsischen 

Klimaschutzstrategie darstellen. Um das Potenzial der 

Anlagen aber auszuschöpfen, müssten die wirtschaftlichen 

und rechtlichen Rahmenbedingungen jedoch 

verbessert werden. 

Autor 

Lars Günsel 

Pressesprecher 

LEE Niedersachsen-Bremen e.V. 

Herrenstr. 6 · 30159 Hannover 

05 11/72 73 67-330 

l.guensel@lee-nds-hb.de 

www.lee-nds-hb.de 

128


VERBAND 

LEE-Branchentag zeigt Politik 

Handlungsbedarf bei Biogas auf 

FOTOS: LEE NIEDERSACHSEN-BREMEN E.V. 

Droht eine Energielücke, weil 

Deutschland in den nächsten 

Jahren nach und nach sämtliche 

Kohle- und Gaskraftwerke 

abschaltet? Bei der Antwort waren 

sich die Teilnehmer*innen des „Branchentag 

mobil“ am 2. Juni einig: Ja, wenn 

nicht massiv an Erneuerbaren Energien 

zugebaut wird. Das „Ob“ war also geklärt. 

Doch über das „Wie“ wurde heftig gestritten. 

Mehrere Spitzenpolitiker aus Bund und 

Land stellten sich dabei den unbequemen 

Fragen und konkreten Forderungen des 

LEE-Vorstands. So auch Carsten Müller, 

CDU, Mitglied des Deutschen Bundestages 

und Mitglied im Ausschuss für Wirtschaft 

und Energie, und Niedersachsens Umweltminister 

Olaf Lies. 

Biogasanlagenbetreiber und LEE-Vorstandsmitglied 

Thorsten Kruse stellte klar, 

dass der Zubau an niedersächsischen Biogasanlagen 

stagniert. So gehen bis 2025 

insgesamt 435 Anlagen mit einer Leistung 

von 230 Megawatt aus der EEG-Förderung, 

bis 2030 könnten es sogar 600 Megawatt 

sein. Bis 2035 könnte die Technologie in 

Niedersachsen im Wesentlichen abgewickelt 

sein. 

Der Einsatz von Bio-LNG im Verkehrssektor 

lohnt sich nur beim Einsatz von Reststoffen. 

Doch gerade hier, so Kruse weiter, 

werden durch das Wasserrecht hohe Hürden 

errichtet. Auch bereitet die Auslegung 

der niedersächsischen Düngeverordnung 

durch das Landwirtschaftsministerium der 

Branche Kopfzerbrechen. 

Thorsten Kruse fragte konkret: „Wie soll ich 

mich an einer Ausschreibung beteiligen, 

wenn ich bereits die Flexprämie bekommen 

habe und nicht mehr mit dem Flexzuschlag 

kalkulieren kann, dann noch bei 

Unterzeichnung der Ausschreibung die endogene 

Mengensteuerung greift und meine 

Anlage auch noch im Norden steht, so dass 

erst der Süden den Zuschlag bekommt?“ 

Die Antwort lieferte er gleich selbst: „Das 

geht nicht!“ 

Carsten Müller sagte der Branche in seinem 

Statement zu, dass das EEG-Reparaturgesetz 

die additive Nutzung von Flexprämie 

und Flexzuschlag für Biogasanlagen sicherstellen 

wird. Olaf Lies versprach, sich 

für eine beschleunigte Bearbeitung der 

drängenden genehmigungsrechtlichen 

Probleme auf niedersächsischer Ebene 

einzusetzen. 

Autor 

Lars Günsel 

Pressesprecher 

LEE Niedersachsen-Bremen e.V. 

Herrenstr. 6 · 30159 Hannover 

05 11/72 73 67-330 

l.guensel@lee-nds-hb.de 

www.lee-nds-hb.de 

Thorsten Kruse (rechts) 

richtete deutlich Worte 

an die teilnehmenden 

Politiker. Neben ihm 

Steffen Warneboldt, 

Geschäftsführer der 

WindStrom GmbH. 

Nicht 

vergessen! 

Der Anzeigenschluss 

für die Ausgabe 5_2021 

ist am 13. August 

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129

VERBAND 


Jetzt sozial gerechte CO 2 

-Bepreisung 

auf den Weg bringen 

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

Die Diskussion um die Bepreisung 

von Kohlendioxid (CO 2 

) 

nimmt aktuell erneut an Fahrt 

auf. Der BEE setzt sich bereits 

seit 2017 für eine ehrliche Bepreisung 

des klimaschädlichen CO 2 

ein, 

um klimaschädliche Technologien verursachergerecht 

zu belasten und faire Wettbewerbsbedingungen 

für saubere Alternativen 

wie Erneuerbare Energien, Speicher 

oder Technologien der Sektorenkopplung 

zu schaffen. 

Der Fokus liegt dabei auf der sozialen und 

gerechten Aufteilung der Kosten. Im Wärmebereich 

etwa soll ein Rückerstattungsmodell 

dafür sorgen, dass Bürgerinnen 

und Bürger eine Pro-Kopf-Rückerstattung 

erhalten, die sie von Zusatzkosten 

für klimafreundliches Verhalten befreit. 

Angesichts der Novellierung des Klimaschutzgesetzes 

(KSG) hat der BEE sein 

CO 2 

-Bepreisungsmodell nun weiterentwickelt 

und zeigt, dass bei den im Brennstoffemissionshandelsgesetz 

(BEHG) erfassten 

Sektoren Wärme und Verkehr die 

Möglichkeit besteht, effiziente finanzielle 

Anreize zur Vermeidung von CO 2 

zu setzen 

und gleichzeitig die soziale Tragbarkeit zu 

wahren. 

Eine CO 2 

-Bepreisung ist eine gut wirksame 

ökonomische Maßnahme, die gewährleistet, 

dass sich auf dem Markt Preissignale 

für saubere Technologien entfalten. Ohne 

CO 2 

-Bepreisung oder mit einer zu niedrigen 

CO 2 

-Bepreisung findet eine Marktverzerrung 

zugunsten klimaschädigender 

Technologien statt. Eine Weiterentwicklung 

der nationalen CO 2 

-Bepreisung ist daher 

bestens geeignet, um für zukunftsfähige 

Klimaschutztechnologien bessere Wettbewerbsbedingungen 

zu erreichen und damit 

den Standort zukunftsfest zu machen. 

Wie kann dies im Wärme- und Verkehrssektor 

konkret gelingen? Zunächst sind in 

Anbetracht des nachgeschärften nationalen 

Klimaziels von 55 auf 65 Prozent Treibhausgasreduktion 

bis 2030 die im BEHG 

festgelegten CO 2 

-Preispfade anzupassen. 

Aktuelle Studien, etwa des Mercator Instituts, 

zeigen, dass der festgelegte CO 2 

- 

Preispfad von 55 bis 65 Euro pro Tonne 

CO 2 

bis 2025/26 bereits für das 

alte Klimaziel nicht ausreichend 

war. 

Durch das angepasste 

Klimaschutzziel, das 

den Zielen von Paris 

noch nicht einmal 

vollends entspricht, 

müssen zusätzlich 

105 Millionen Tonnen 

Treibhausgase 

vermieden werden. 

Berechnungen des Beratungsinstituts 

R2B für den 

Verband kommunaler Unternehmen 

e.V. (VKU) zeigen, dass hierfür ein kontinuierlicher 

Anstieg des CO 2 

-Preises auf 300 

Euro pro Tonne bis 2030 erforderlich ist. 

Um eine sprunghafte Erhöhung im Jahr 

2030 zu vermeiden, wird ein relativ zügig 

ansteigender Preis empfohlen, der ab dem 

Jahr 2022 jährlich um 30 Euro zu steigern 

ist. Werden die Ziele zur CO 2 

-Einsparung erreicht, 

kann die stufenweise Anhebung des 

CO 2 

-Preises ausgesetzt oder abgeschwächt 

werden. 

Den hier berechneten Kosten liegen im Gebäudebereich 

etwa energetische Sanierungen 

und das Umrüsten auf erneuerbaren 

Heizungstechnologien wie Wärmepumpen, 

Solarthermie oder Pelletsheizungen zugrunde. 

Der BEE schlägt über den Wärmeund 

Verkehrssektor hinaus auch eine flankierende 

CO 2 

-Bepreisung im Stromsektor 

auf nationaler Ebene vor. Hier hat jedoch 

die Reformierung des Strommarktdesigns 

oberste Priorität. Die Stromsteuer sollte auf 

das europarechtlich mögliche Minimum 

abgesenkt und die Kosten der Befreiung 

der energieintensiven Unternehmen sollten 

von der EEG-Umlage im Rahmen der 

„Besonderen Ausgleichsregelung“ vom 

Bundeshaushalt übernommen werden. Dabei 

würden die Stromkosten um rund 3,5 

Cent je Kilowattstunde gesenkt. Die CO 2 

- 

Bepreisung macht es indes möglich, dass 

sich private, staatliche und wirtschaftliche 

Akteure auf die Transformation 

in den Sektoren einstellen 

können. Sie bedeutet 

enorme konjunkturelle 

Anreize für den Zukunftsmarkt 

der erneuerbaren 

Technologien 

und auch eine 

Wiederbelebung des 

Marktes nach der 

Corona-Pandemie. 

Eine Reihe begleitender 

steuer- und förderpolitischer 

Maßnahmen mit einem 

starken Fokus auf private Haushalte 

sowie kleine und mittlere Unternehmen ist 

erforderlich, um Innovationen und Investitionen 

kurzfristig auszulösen. 

Daneben sind Instrumente des Ordnungsrechts 

zu nutzen, um die vorgeschlagenen 

Maßnahmen sozial gerecht umzusetzen. 

Der BEE sieht dabei konkret vor, die durch 

eine CO 2 

-Bepreisung erzielten Einnahmen 

vollständig an Bürgerinnen und Bürger beziehungsweise 

Unternehmen zurückzugeben. 

Die Rückerstattung erfolgt innerhalb 

der Sektoren. Für die Wirtschaft beziehungsweise 

Industrie sollte geprüft werden, 

ob eine Rückerstattung innerhalb der 

einzelnen Branchen zu einer gerechteren 

Verteilung der CO 2 

-Kosten führt und größere 

Anreize für Investitionen setzt. 

Bürgerinnen und Bürger sollen im Wärmesektor 

eine sichtbare Pro-Kopf-Rückerstattung 

als direkten Bonus einmal jährlich 

über die Finanzämter erhalten. In der Mobilität 

soll bei Anhebung der Treibhausgasminderungsquoten 

auf Anreizsysteme für 

Elektromobilität und Erneuerbare Kraftstoffe 

sowie auf die erforderliche Infrastruktur 

gesetzt, der öffentliche Verkehr gestärkt 

und der Flugverkehr zügig auf grünes 

Kerosin umgestellt werden. 

130


VERBAND 

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131

VERBAND 


Dreharbeiten für die 

Aktionswoche Artenvielfalt 

Was haben die verschiedenen Interessengruppen 

eigentlich von blühenden 

Energiepflanzen? Die Imker, Jäger und 

Naturschützer? Und natürlich auch 

die Biogasanlagen-Betreiber? 

Dieser Frage ist der Hackl Schorsch im Vorfeld der Aktionswoche 

Artenvielfalt nachgegangen. Er hat dabei viele 

interessante Dinge erfahren – und viele spannende 

Menschen und tolle Projekte kennengelernt. 

Die vier Filme könnt ihr ab Anfang Juli auf dem Youtube-Kanal 

des Fachverbandes anschauen (FVBiogas). 

Hier schon mal vorab ein paar Impressionen von den 

Drehtagen. 

FOTOS: FACHVERBAND BIOGAS E.V. 

132


VERBAND 

Ihr könnt 

die Aktionswoche Artenvielfalt 

aktiv unterstützen: Postet Fotos von 

euren Flächen in den sozialen Medien unter 

dem Hashtag #blühendesLeben, nutzt dazu gerne 

auch die Banner, Sharepics und Grafiken auf der 

Seite aktionswoche.biogas.org. Teilt und liked die 

Beiträge der anderen Teilnehmer. 

Zeigen wir, wie bunt und artenreich unsere 

Felder dank Biogas schon sind – und 

erklären wir, welche Chance Biogas für 

mehr Artenvielfalt und 

Biodiversität bietet. 

133

RECHT 


Stellungnahme zum KWK-Bonus bei Holztrocknung 

und Handlungsempfehlung zum Flexibilitätszuschlag 

für Biogasbestandsanlagen 

Die Clearingstelle EEG | KWKG hat eine Stellungnahme zum KWK-Bonus nach der Wärmenetzklausel bei Holztrocknung 

abgegeben und eine Handlungsempfehlung zur Anwendung und Auslegung des in Paragraph (§) 50a 

Absatz 1 Satz 2 EEG 2021 geregelten Flexibilitätszuschlages für Biogasbestandsanlagen veröffentlicht. 

Von Birthe Kaps und Martin Teichmann 

Auf Ersuchen des Landgerichts 

Lüneburg hat die Clearingstelle 

in der Stellungnahme mit 

grundsätzlicher Bedeutung 

2020/1-IV/Stn 1 geklärt, unter 

welchen Voraussetzungen der Anspruch 

auf den Kraft-Wärme-Kopplungs-(KWK)- 

Bonus nach der sogenannten Wärmenetzklausel 

des EEG 2009 (Anlage 3 Nr. III.2) 

besteht, wenn ein an das Wärmenetz angeschlossener 

Abnehmer eine Holztrocknungsanlage 

ist. 

Die Clearingstelle hat zunächst festgestellt, 

dass die gesamte in das Wärmenetz eingespeiste 

Wärme bereits die Wärmenutzung 

im Sinne von Anlage 3 Nr. I.2 EEG 2009 

darstellt und nicht erst die dem Wärmenetz 

nachgelagerten Verbräuche. Zudem 

müssen die sonstigen Anforderungen der 

weiteren Wärmenutzungen in der Positivliste 

(Anlage 3 Nr. II EEG 2009) für den 

Anspruch nach der Wärmenetzklausel 

nicht zusätzlich eingehalten werden, auch 

wenn die dem Wärmenetz nachgelagerten 

Verbräuche einer anderen in der Positivliste 

genannten Wärmenutzung unterfallen. 

Unter Nutzwärmebedarf im Sinne der Wärmenetzklausel 

fallen nur diejenigen von 

den einzelnen Wärmeabnehmern aus dem 

Netz bezogenen Wärmemengen, die mit einer 

„sinnvollen Nutzung“ korrespondieren 

(vgl. Rn. 32 ff. der Stellungnahme). Die 

Bestimmung des Nutzwärmebedarfs kann 

sowohl durch Messung als auch durch Berechnung 

bestimmt werden. Die jeweiligen 

Werte sind im Umweltgutachten insbesondere 

bei unüblichen und auffälligen Werten 

zu plausibilisieren. 

Für die Plausibilisierung können für den 

Nutzwärmebedarf die Standardwerte des 

Kuratoriums für Technik und Bauwesen 

in der Landwirtschaft (KTBL) oder andere 

Richt- oder Grenzwerte der allgemein anerkannten 

Fachliteratur herangezogen werden. 

Bei Einhaltung der Grenzwerte ist keine 

weitere Plausibilisierung erforderlich, 

umgekehrt erfordert die Überschreitung 

eine weitergehende Plausibilisierung. 

Die zusätzliche Einhaltung der sogenannten 

Generalklausel (Anlage 3 Nr. I.3 EEG 

2009 – nachweislicher Ersatz fossiler 

Energieträger) ist für den Anspruch auf den 

KWK-Bonus nach der Wärmenetzklausel 

nicht erforderlich. Auch ist eine räumliche 

Nähe zwischen dem Wärmeerzeuger und 

der an das Netz angeschlossenen Holztrocknungsanlage 

als Verbraucher ebenso 

wie das Überwiegen des Anteils der aus 

dem Netz bezogenen Wärmemenge durch 

die Holztrocknungsanlage gegenüber den 

anderen Wärmeentnahmen für einen Anspruch 

nach der Wärmenetzklausel grundsätzlich 

unerheblich. 

Handlungsempfehlung zum 

Flexibilitätszuschlag für 

Biogasbestandsanlagen 

Der jüngst von der Clearingstelle EEG|KWKG 

moderierte „Runde Tisch“ mit Vertretern 

mehrerer Bioenergieverbände sowie verschiedener 

Forschungseinrichtungen und 

weiteren Experten brachte nach intensiver 

Diskussion eine von allen Beteiligten getragene 

Handlungsempfehlung 2 für eine 

klarstellende Gesetzesänderung von § 50a 

Absatz 1 Satz 2 EEG 2021 hervor. 

Anlass für die Handlungsempfehlung sind 

die seit Jahresbeginn aus Sicht der Branche 

aufgekommenen unüberwindbaren 

Schwierigkeiten bei der Auslegung und Anwendung 

von § 50a Absatz 1 Satz 2 EEG 

2021. Diese hätten zu einer erheblichen 

Investitionszurückhaltung geführt, nachdem 

der für einen Weiterbetrieb von flexibilisierten 

Biogasbestandsanlagen erforderliche 

finanzielle Förderbedarf im zweiten 

Vergütungszeitraum nicht rechtssicher auf 

jene Regelung gestützt werden könne. Eine 

Klarstellung sei daher dringend geboten, 

um im Interesse des Klimaschutzes sowohl 

den weiteren Anlagenausbau zu ermöglichen 

als auch einen sonst gar drohenden 

Anlagenabbau zu verhindern. 

Im Einzelnen setzt sich die Handlungsempfehlung 

ausführlich mit den Aspekten der 

zusätzlich flexibel bereitgestellten Leistung 

und den maßgeblichen (Förder-) Zeiträumen 

auseinander. Es wird dazu vorgeschlagen, 

§ 50a Absatz 1 Satz 1 EEG anhand 

einer neu gefassten Rechenformel klarer zu 

formulieren. 

Des Weiteren regen Vertreter der Bioenergieverbände 

in der Handlungsempfehlung 

an, dass der Anspruch auf den Flexibilitätszuschlag 

für die bereits mit der Flexibilitätsprämie 

geförderte Anlagenleistung 

nicht gestrichen, sondern „mit Augenmaß“ 

gekürzt werde. Ebenso sollten zur weiteren 

Flexibilisierung von Biogasbestandsanlagen 

neue Impulse, insbesondere durch 

eine Reform des § 50b EEG 2021, gegeben 

werden. 

1 

Abrufbar unter: https://www.clearingstelleeeg-kwkg.de/stellungnv/2020/1/Stn. 

2 

Abrufbar unter: https://www.clearingstelleeeg-kwkg.de/sonstiges/5994. 

Autoren 

Birthe Kaps und Martin Teichmann 

Mitglieder der Clearingstelle EEG | KWKG 

Charlottenstraße 65 · 10117 Berlin 

030/206 14 16-0 

post@clearingstelle-eeg-kwkg.de 

134


RECHT 

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PRODUKTNEWS 


Neue Eisele-Blockpumpe BP 

Die trocken aufgestellte Pumpe, die 

stehend oder liegend genutzt wird, 

kann auf einem stabilen Grundrahmen 

aufgebaut werden und dient vorrangig 

zum Pumpen von Gülle und Gärresten. 

Das Unternehmen Eisele, Hersteller von 

Pumpen und Rührwerken für den Agrarund 

Biogasbereich, hat als Neuentwicklung 

die Eisele-Blockpumpe BP eingeführt 

und damit eine weitere Kreiselpumpe ins 

Produktportfolio übernommen. Die trocken 

aufgestellte Pumpe, die stehend oder liegend 

genutzt wird, kann auf einem stabilen 

Grundrahmen aufgebaut werden und 

dient vorrangig zum Pumpen von Gülle 

und Gärresten. Einbauten in Bereichen mit 

begrenzten Platzverhältnissen werden dadurch 

auch ermöglicht. 

Insgesamt stehen fünf Modelle mit Drehstrommotoren 

(Effizienzklasse IE3, wahlweise 

IE4) von 11 kW bis 30 kW zur Verfügung. 

Diese fördern bis zu 7.200 Liter pro 

Minute und erreichen Förderhöhen von bis 

zu 25 Meter. Motor- und mediumseitig sind 

Gleitringdichtungen in Tandemanordnung 

im Ölbad verbaut. 

Die trockenlaufsicheren Pumpen sind 

mit den bewährten Widia-Reißkanten auf 

Einströmdüse und Schneckenflügel ausgestattet 

und zerreißen somit zuverlässig 

Faserstoffe. 

Ein Ansaugstutzen DN200 in Edelstahl 

wird serienmäßig mitgeliefert. Eine lange 

Lebensdauer der Eisele-Blockpumpen, 

für die auch die anderen Eisele-Geräte 

bekannt sind, wird dadurch gewährleistet. 

Die Eisele-Blockpumpe lässt sich mit einem 

Frequenzumrichter kombinieren und 

ist nach den aktuellen BAFA-Förderrichtlinien 

förderfähig. 

Weitere Infos unter www.eisele.de 

FOTO: EISELE 

Eisele-Stabrührwerk ESR 204 

Das Stabrührwerk 

ESR 204 ist mit einem 

Elektromotor mit 15 kW 

(zugelassen für Ex-Schutz 

Zone 2) ausgestattet. 

Die Firma Eisele hat das Stabrührwerk ESR 

204 in das Produktprogramm übernommen. 

Ab sofort ist das Unternehmen damit 

in der Lage, moderne Biogasanlagen noch 

umfangreicher mit Rühr- und Pumptechnik 

aus einer Hand zu beliefern. Die Stabrührwerke 

sind bereits seit mehreren Jahren 

auf Biogasanlagen in ganz Deutschland, 

Österreich und der Schweiz im Einsatz und 

haben höchste Ansprüche an Lebenserwartung, 

Wartungsfreundlichkeit und Rührleistung 

erfüllt. 

Das ESR 204 ist mit einem Elektromotor 

mit 15 kW (zugelassen für Ex-Schutz Zone 

2) ausgestattet und sorgt mit seinen maximal 

100 Umdrehungen pro Minute und einem 

Propeller mit einem Durchmesser von 

140 Zentimeter für höchste Schubkräfte 

und maximale Rührergebnisse. Mit einer 

Wellenlänge von 450 Zentimeter besteht 

die Möglichkeit, das Rührwerk auf unterschiedlichste 

Behältermaße anzupassen. 

Die Neigungsverstellung erfolgt wahlweise 

mechanisch oder hydraulisch. 

Ein zentrales Schmiersystem versorgt alle 

Lager permanent mit frischen Schmierstoffen. 

Groß dimensionierte Lager und hochverschleißfeste 

Gleitringdichtungen sorgen 

für maximale Standzeiten und optional ist 

das ESR 204 für Decken- oder Wandmontage 

erhältlich. Zusätzlich ist das Eisele- 

Stab rührwerk mit einem Soft-Starter oder 

Frequenzumrichter kombinierbar und somit 

nach den aktuellen BAFA-Förderrichtlinien 

förderfähig. 

Weitere Infos unter www.eisele.de 

FOTO: EISELE 

Wave-Box 4.0/Kombi-Max 

Die Wave-Box ist eine Neuentwicklung 

der PRE GmbH für den Hochleistungsaufschluss 

faseriger Substrate. Mittels einer 

reversiblen Pumpe wird Fermenter-Substrat 

oder Gärrest kontinuierlich durch eine 

intelligente Leitungsführung optimal in 

den Wirkbereich von Ultraschall erzeugenden 

„Sonotroden“ gebracht. Die Wave-Box 

wird im Bypass betrieben und ist sowohl in 

den PRE-Hochleistungsfermenter und die 

PRE-Kombihydrolyse integrierbar als auch 

für bestehende Biogasanlagen nachrüstbar. 

Wesentlicher Bestandteil ist das entwickelte 

Hochleistungs-Ultraschall-System. Dazu 

gehören ein Volumendurchflussmessgerät, 

eine druck- und volumengeregelte Pumpe, 

Wave-Box an einer 

Biogasanlage 

errichtet. 

Sensoren, Spülleitungen sowie eine selbst 

optimierende und selbst überwachende 

Steuereinheit. Ultraschall ist Schall mit 

Frequenzen jenseits des Hörschalls, also 

von 20 Kilohertz bis in den Megahertzbereich. 

Gelangt Biomasse in den Wirkbereich der 

Schallwellen, werden zunächst organische 

Agglomerate zerlegt und die Gesamtoberfläche 

der Biomassesuspension wird 

vergrößert. Weitergehende Beschallung 

öffnet Pflanzenzellen und Bakterienzellen. 

Dadurch zerreißen Fasern und Zellinhaltsstoffe 

treten aus. Die neueste Generation 

der selbst entwickelten Wave-Box entstand 

in enger Kooperation mit der Universität 

Rostock und dem Leibnitz Institut für 

Plasmaforschung und Technologie. Bereits 

vorhandene Wave Boxen sind mit Plasmatechnik 

nachrüstbar. 

Weitere Infos unter www.pre-mv.de 

FOTO: PRE GMBH 

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Unser aktuelles Veranstaltungsangebot finden Sie unter: 

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www.eisele.de 

Herausgeber: 

Fachverband Biogas e. V. 

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

Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit) 

Angerbrunnenstraße 12 · 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 

Fax: 0 81 61/98 46 70 

E-Mail: info@biogas.org 

Internet: www.biogas.org 

Biogas- 

Additive 

www.aat-substrathandel.de 

038852 - 6040 

ISSN 1619-8913 

Redaktion: 


Fachverband Biogas e. V. 

Tel. 0 54 09/9 06 94 26 

E-Mail: martin.bensmann@biogas.org 

Anzeigenverwaltung & Layout: 

bigbenreklamebureau GmbH 

An der Surheide 29 · 28870 Ottersberg-Fischerhude 

Tel. 0 42 93/890 89-0 

Fax: 0 42 93/890 89-29 

E-Mail: info@bb-rb.de 

Internet: www.bb-rb.de 

Druck: Druckhaus Fromm, Osnabrück 

Das BIOGAS Journal erscheint sechsmal im Jahr auf Deutsch. 

Zusätzlich erscheinen zwei Ausgaben in englischer Sprache. 

07374-1882 www.reck-agrar.com 

RÜHRTECHNIK 

Die Zeitschrift sowie alle in ihr enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich 

geschützt. Namentlich gekennzeichnete Artikel geben 

die Meinung des Verfassers wieder, die nicht unbedingt mit der 

Position des Fachverbandes Biogas e.V. übereinstimmen muss. 

Nachdruck, Aufnahme in Datenbanken, Onlinedienste und Internet, 

Vervielfältigungen auf Datenträgern wie CD-Rom nur nach vorheriger 

schriftlicher Zustimmung. Bei Einsendungen an die Redaktion 

wird das Einverständnis zur vollen oder auszugsweisen Veröffentlichung 

vorausgesetzt. Für unverlangt eingehende Einsendungen 

wird keine Haftung übernommen. Die Redaktion behält sich vor, 

Leserbriefe sinnerhaltend zu kürzen. 

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