Länderspezifische Rahmenbedingungen und Barrieren für ... · Neither the EACI nor the European...
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Promotion of bio-methane and its market development through local and
regional partnerships
A project under the Intelligent Energy – Europe programme
Contract Number: IEE/10/130
Deliverable Reference: 2.1.2
Date of Preparation: January 2012
Länderspezifische Rahmenbedingungen und Barrieren
für Biogasanlagen in Deutschland
Name der Autoren
Sebastian Ritter/Eike Horn/Michael Köttner/Heinz Kastenholz
IBBK Fachgruppe Biogas GmbH/WFG Schwäbisch Hall
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Inhaltsverzeichnis
Einleitung ............................................................................................................................................. 2 1. Anlagenbetreiber .............................................................................................................................. 3 2. Verfügbarkeit ausgebildeter Arbeitskräfte für den Anlagenbetrieb.................................................. 4 3. Genehmigungsverfahren .................................................................................................................. 5
3.1 Baurecht .............................................................................................................................. 5 3.2 Genehmigung nach Bundesimissionsschutzgesetz ............................................................. 6 3.3 Genehmigung nach TA-Luft und Lärm................................................................................ 7 3.4 Umweltverträglichkeitsprüfung .......................................................................................... 8 3.5 Wasserrecht........................................................................................................................... 9 3.6 Feuerschutzverordnung ..................................................................................................... 10 3.7 Gefahrstoffverordnung ....................................................................................................... 11 3.8 Arbeitsschutzgesetz und Betriebssicherheitsverordnung ................................................... 11
4 Zusammenstellung eine Biogasanlage ............................................................................................ 12 5 Verwendete Substrate ...................................................................................................................... 14 6 Einsatzmöglichkeiten von Biogas ................................................................................................... 16
6.1 Stromproduktion:................................................................................................................ 16 6.1.1 Einspeisevergütung.................................................................................................16 6.1.2 Netzanschluss .........................................................................................................19
6.2 Wärmenutzung ................................................................................................................... 20 6.3 Biogaseinspeisung............................................................................................................. 21 6.4 Biogas als Treibstoff.......................................................................................................... 22
7. Gärrest ........................................................................................................................................... 24 7.1 Nutzung als Biodünger...................................................................................................... 24 7.2 Bodenverbesserung ............................................................................................................ 27
8. Vermeidung von Arbeitsunfällen.................................................................................................... 28 9. Zusammenfassung.......................................................................................................................... 28
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Einleitung
Dieses Dokument hat folgende Funktion:
� Es liefert Informationen über Schlüsselentscheidungen und Rahmenbedingnungen für jeden
der sich mit der Entwicklung von Biogasprojekten in Deutschland beschäftigt.
� Es liefert Kerninformationen für die Entwicklung regionaler Strategien im Zusammenhang
mit dem “Biomethane Regions” Projekt.
� Es liefert Vergleichsmöglichkeiten zu anderen Ländern da gleiche Dokumente für England,
Wales, Frankreich, Belgien, Dänemark, Schweden, Östereich, Italien, Ungarn, Slovenien
und Kroatien erstellt wurden.
Es ist zu beachten, dass sich politische und gesetzliche Rahmenbedingungen fortlaufend
ändern, sodass die in diesem Dokument enthaltene Informationen sehr schnell ungültig sein
können. Daher muss der Leser stetig die Aktualität der enthaltenen Informationen prüfen.
Abbildung 1: Auswahl der wichtigsten Rahmenbedingungen für die Genehmigung einer
Biogasanlage
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1. Anlagenbetreiber
1.1 Biogasanlagen werden von unterschiedlichen Betreibern geführt. Hierzu gehören.
◦ Landwirtschaftliche Betriebe: Diese Biogasanlagen verwenden in der Regel
ausschließlich landwirtschaftliche Substrate. Hierzu gehören Gülle und/oder Mist,
landwirtschaftliche Nebenprodukte außerdem Nachwachsende Rohstoffe, hierunter
vor allem Mais, Ganzpflanzen-Silage, Gras.
◦ Abfallentsorger: In diesen Anlagen werden i.d.R. ausschließlich die biologische
Fraktion der Siedlungsabfälle verwendet.
◦ Prozesstechnische Anlagen die organische Reststoffe produzieren.
Für den in den Biogasanlagen produzierten Strom wird vom Netzbetreiber eine feste
Einspeisevergütung gewährt. Von den oben angegebenen Anlagentypen bestehen Mischformen.
Diese sind jedoch sehr selten, in der Genehmigung sowie den Einspeisevergütungsregelungen sind
Anlagen bis 2012 auf eine bestimmte Substratgruppe festgelegt. Nach dem Anfang 2012 in Kraft
getretenen novellierten Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) sind Mischanlagen (Organischer
Abfall/Energiepflanzen) wesentlich einfacher möglich, da die Vergütung nach Substratklassen einen
„Mischeinsatz“ verschiedener Stoffguppen ermöglicht.
2. Verfügbarkeit ausgebildeter Arbeitskräfte für den
Anlagenbetrieb
2.1 Erste Pioniere der Biogasproduktion begannen bereits in den 80er Jahren mit dem Bau
kleinerer Anlagen. In der breiten Öffentlichkeit ist die Biogastechnologie besonderes durch den
vermehrten Anlagenbau nach Implementierung des ersten Erneuerbare Energien Gesetzes nach
dem Jahr 2000 bekannt geworden.
2.2 Seit einigen Jahren ist das Thema Biogas in der landwirtschaftlichen Ausbildung präsent.
Hoch- und Fachschulen bieten weitergehende Ausbildungsmöglichkeiten auf dem Gebiet.
2.3 Trotz des mittlerweile recht umfangreichen Bildungsangebotes bleibt auffällig, dass bei
vielen Betreibern insbesondere landwirtschaftlicher Anlagen in zahlreichen Aspekten der
Biogasproduktion und Verwertung weiterer Bildungsbedarf besteht. Verschiedene Anbieter bieten
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deutschlandweit sowohl sicherheitsrelevante als auch darüber hinaus gehende Kurse für
Erwachsene zum Thema Biogas an.
2.4 Bislang sind keine besonderen Vorkenntnisse für den Betrieb von Biogasanlagen
vorgeschrieben. Vereinzelt werden Betreiber bei Verstößen gegen Sicherheitsregeln jedoch
aufgefordert an einer Sicherheitsschulung teilzunehmen. Die Einführung eines verpflichtenden
Sachkundenachweises (insbesondere für sicherheitsrelevante Aspekte) zum Anlagenbetrieb ist
derzeit im Gespräch.
2.5 Der technische und biologische Support von Biogasanlagen wird von zahlreichen
Dienstleistern und Laboren kommerziell angeboten.
3. Rechtlicher Rahmen/Genehmigungsverfahren
3.1 Baurecht
Jede Biogasanlage muss mindestens nach dem Baurecht genehmigt werden.
Mit dem Bau einer Biogasanlage im Außenbereich tritt automatisch der § 35 Absatz 6 des
Baugesetzbuches in Kraft. Dieser besagt, dass im Außenbereich ein Vorhaben ohne
Sondergebietsausweisung nur zulässig ist, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die
ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn das Vorhaben der energetischen Nutzung von
Biomasse im Rahmen eines Betriebes nach Nummer 1,2 oder eines Betriebes nach Nummer 4, der
Tierhaltung betreibt, sowie dem Anschluss solcher Anlagen an das öffentliche Versorgungsnetz
dient. Dies gilt unter den folgenden Voraussetzungen:
� Das Vorhaben steht in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit dem Betrieb,
� die Biomasse stammt überwiegend aus dem Betrieb oder überwiegend aus diesem und aus
nahe gelegenen Betrieben nach Nummer 1,2 oder 4, soweit letzterer Tierhaltung betreibt.
Die Landesbauverordnung wird von den Bundesländern selbstständig angepasst und unterscheidet
sich daher zwischen den einzelnen Bundesländern.
Mit der Einführung des EEG 2012 haben sich bei der Privilegierung von Biogasanlagen im
Baugetzbuch einige Parameter verändert. Die Privilegierung einer Biogasanlage gilt bis zu einer
Feuerungswärmeleistung der Anlage von 2,0 Megawatt. Gleichzeitig darf die Kapazität einer
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Anlage zur Erzeugung von Biogas 2,3 Millionen Normkubikmeter Biogas pro Jahr nicht
überschreiten. Somit sind je nach Methangehalt, der vom Gesetzgeber nicht im Gesetz erwähnt
wird, Anlagen mit einer installierten Leistung von 700- 850 kW privilegiert. Das bedeutet, dass
Anlagen die diese Parameter einhalten, den vereinfachten Antrag des Baugesetzes stellen können.
Demnach dürfen Anlagen, die keine Anbindung zum Hof haben oder die oben angegebenen
Grenzen überschreiten nur in einem durch die Genehmigungsbehörde ausgewiesenen Sondergebiet
errichtet werden. Zusätzlich steht in § 34 Abs. 1 und2 BauGB, dass die Anlage im unbeplanten
Innenbereich nur errichtet werden darf, wenn sie an die nähere Umgebung angepasst werden kann
oder sie einem der Baugebiete der BauVNO entspricht. § 9 Abs. 1 (23) des Baugesetzbuches weist
darauf hin, dass im Bebauungsplan bestimmte bauliche Maßnahmen zur Errichtung von Gebäuden
für die Nutzung erneuerbarer Energien eingehalten werden müssen.
3.2 Genehmigung nach Bundesimissionsschutzgesetz
Anlagen die einem gewerblichen Zweck1 dienen und die geeignet sind, schädliche
Umwelteinwirkungen hervorzurufen, sind nach § 4 BimSchG zu genehmigen. Ob eine
Biogasanlage nach BimSchG genehmigungspflichtig ist oder nicht ergibt sich aus folgenden den
Kennwerten des
Anhang 8.6 ff des
BimSchG. Ist keine
Genehmigung nach
BimSchG
erforderlich genügt
eine
Baugenehmigung
(siehe oben).
Auch für jene
Anlagen, die unter
das BImSchG
fallen, muss man
zwischen dem
1 z.B der Stromproduktion
AAbbildung 2: Richtlinien zur Genehmigung nach BImSchG oder BauG aus
dem Anhang des BImSchG
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vereinfachten und dem formalen Antrag unterscheiden. Das vereinfachte Verfahren wird erteilt,
sofern die nach Art, Ausmaß und Dauer der von dieser Anlage hervorgerufenen schädlichen
Umwelteinwirkungen und sonstigen Gefahren, den erheblichen Nachteilen und den erheblichen
Belästigungen mit dem Schutz der Allgemeinheit der Nachbarschaft vereinbar sind.
3.3 Genehmigung nach TA-Luft und Lärm
Anlagen die eine Genehmigung nach dem BImSchG benötigen müssen sich zudem an die
Parameter der TA-Luft und TA-Lärm halten.
Folgende Parameter sind für die Genehmigung nach der technischen Anleitung Lärm maßgeblich:
Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen (min. 10 mg) müssen einen Mindestabstand von 300 m bei
geschlossenen Behältern oder 500 m bei offenen Behältern zu Wohnhäusern einhalten, sofern keine
zusätzlichen primärseitig Maßnahmen getroffen werden. Wird eine Abgasreinigungseinrichtung
installiert sind die o.g. Punkte nicht zu beachten.
Anlagen zur Lagerung von Gülle müssen:
� 300 m Mindestabstand zur nächsten Wohnbebauung (s.o.)
� Anforderungen nach Behälterbau
� Die Lagerung soll in geschlossenen Behältern erfolgen oder es sind gleichwertige
Abbildung 3: Maßgebliche Parameter der TA-Luft
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Emissionsminderende Maßnahmen (80 % Emissionsreduktion) zu treffen
Folgende Parameter sind für eine Genehmigung nach der TA-Lärm maßgeblich:
3.4 Umweltverträglichkeitsprüfung
Ob und in welcher Form eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchgeführt werden muss, regelt das
Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz (UVPG). Im § 3 dieses Gesetzes ist festgelegt, wann eine
UVP durchzuführen ist. Die benötigten Kennwerte befinden sich im Anhang des UVPG.
Abbildung 4: Paramter nach der technischen Anleitung Lärm
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3.5 Wasserrecht
Bei der Planung einer Biogasanlage muss außerdem das Wasserhaushaltsgesetz (WHG) und die
Feuerschutzverordnung beachtet werden. Die Paragraphen 62 und 63 des WHG machen expliziete
Angaben darüber, wie eine Biogasanlage beschaffen sein muss, um nachteilige Veränderungen der
Eigenschaften von Gewässern zu vermeiden. Darin wird nicht nur die Anlage selbst genannt,
sondern auch das Silo als Lagerplatz. Im § 63 Absatz 3 geht das Gesetz auf die Pflichten des
Anlagenbetreibers ein. Das WHG wurde durch die Bundesverordnung zum Umgang mit
wassergefährdenden Stoffen ergänzt.
Demnach müssen die Behälter der Anlage zum Herstellen von Biogas nach den zu erwartenden
chemischen, thermischen, dynamischen und statischen Beanspruchungen stand-sicher, dauerhaft
dicht und beständig errichtet und betrieben werden. Behälter aus Stahlbeton (Ortbeton) und
Stahlbetonfertigteilen einschließen des Fugenmörtels bzw. - betons sind nach DIN EN 206-1 und
DIN 1045 zu planen, bemessen und auszuführen. Die Rissbreitenbeschränkung nach DIN 1045 Teil
1 Abschnitt 11.2 ist zu beachten und einzuhalten. Die Behälterböden sind fugenlos herzustellen.
Außerdem müssen die in der Bundes-VUmwS angegebenen Abständen zu den definierten
Gewässertypen eingehalten werden.
Diese baulichen Maßnahmen müssen eingehalten werden, um die Absätze 1 und 2 des § 19
gewährleisten zu können. Um einen Primärschutz zu gewährleisten, muss die Anlage eine
Abbildung 5: Relevante Schwellen für die Vorprüfung der UVP nach Anlage 1 UVPG
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Dichtigkeit, Standsicherheit, Widerstandsfähigkeit gegen mechanische, thermische und chemische
Einflüsse vorweisen. Sollten Undichtigkeiten erkennbar sein, muss ein Sekundärschutz eingerichtet
werden. Dazu gehört zum Beispiel die Doppelwandigkeit. Bei Anlagen in denen biologische Abfälle
eingesetzt werden, muss dieser Sekundärschutz standardmäßig vorhanden sein. Zudem muss eine
eingehende Prüfung der Wassergefährungsklasse (WGK) der durch die Anlage produzierten
stofflichen Zusammensetzungen stattfinden.
3.6 Feuerschutzverordnung
Die Feuerschutzverordnung und die Landesbauverordnung machen Angaben zu:
� dem Unterteilen der Anlagen in Brandabschnitte
� der Trennung von Technikräumen und Aufenthaltsräumen
� den Anforderungen an das Brandverhalten von Baustoffen und Bauteilen
� dem Einrichten von Rettungswegen
Da eine Biogasanlage als Sondergebäude nach § 17 Abs. 2 Nummer 17 gilt, müssen auch die
gesetzlichen Rahmenbedingungen der Betriebssicherheit zur Einrichtung von Ex-Zonen und
Sicherheitsabstände eingehalten werden. Der Gasspeicher muss in einem Abstand von 6 m zu allen
Gebäuden oder Anlagen errichtet werden, die nicht zur Anlage gehören. Innerhalb dieses
Schutzabstandes ist es verboten, brennbare Stoffe zu lagern, zu Rauchen und gefährliche Arbeiten
durchzuführen.
Richtline der Europäischen Union 99/92 Abs. II Art. 3 besagt, dass es zu den Pflichten des
Arbeitgebers gehört, für eine ausreichende Verhinderung und den Schutz gegen Explosionen
sicherzustellen. Folgende Grundsätze nach 89/391 EWG sind einzuhalten:
� Verhinderung der Bildung explosionsfähiger Atmosphären oder, falls dies Aufgrund der Art
der Tätigkeit nicht möglich ist,
� Vermeidung der Zündung explosionsfähiger Atmosphären und
� Abschwächung der schädlichen Auswirkungen, um die Gesundheit und Sicherheit der
Arbeitnehmer zu gewährleisten.
Zudem ist es die Pflicht des Arbeitgebers/Anlagenbetreibers nach §5 und 9 der Betriebssicherheits-
verordnung explosionsgefährdete Bereiche einzuteilen und kenntlich zu machen und alle
Angestellten auf diese Zonen hinzuweisen und das korrekte Verhalten sicherzustellen.
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Der Anlagenbetreiber ist verpflichtet nach Absprache mit der örtlichen Feuerwehrdienststelle und
nach der DIN 14096 eine Brandschutzordnung mit Feuerwehrplan zu erstellen.
Die Vorgaben für die Verhinderung von Störfällen klärt die 12. BimSchV §3 ff. Diese Verordnung
betrifft nicht nur den Brandschutz, sondern auch das Baurecht, die Wasserschutzverordnung etc. Die
FeuVo ist in der Länderhoheit und daher von Bundesland zu Bundesland unterschiedlich.
3.7 Gefahrstoffverordnung
Die Verordnung zum Schutz vor gefährlichen Stoffen (Gefahrstoffverordnung - GefStoffV) regelt
umfassend die Schutzmaßnahmen für Beschäftigte bei Tätigkeiten mit Gefahrstoffen. Gefahrstoffe
sind solche Stoffe, Zubereitungen und Erzeugnisse, die bestimmte physikalische oder chemische
Eigenschaften besitzen, wie z. B. hoch entzündlich, giftig, ätzend, Krebs erzeugend, um nur die
gefährlichsten zu nennen. Für Biogasanlage sind folgende Informationen hinsichtlich dieser
Verordnung entscheidend und werden daher in einem Informationspapier des Umwelt-Bundes-
Amtes erläutert:
� Hinweise zu Gefahren durch Schwefelwasserstoff
� Allgemeine Anforderungen (Sachkunde des Personals, Gefährdungsbeurteilung)
� Verhinderung der Freisetzung (geschlossenes System, räumliche Trennung,
Grubenabsaugung, Warngeräte)
� Reaktionstests von Substratmischungen
3.8 Arbeitsschutzgesetz und Betriebssicherheitsverordnung
Dieses Gesetz dient dazu, Sicherheit und Gesundheitsschutz der Beschäftigten bei der Arbeit durch
Maßnahmen des Arbeitsschutzes zu sichern und zu verbessern. Es gilt in allen Tätigkeitsbereichen
und findet im Rahmen der Vorgaben des Seerechtsübereinkommens der Vereinten Nationen vom 10.
Dezember 1982 (BGBl. 1994 II S. 1799) auch in der ausschließlichen Wirtschaftszone Anwendung.
Die BetrSichV gilt für die Bereitstellung von Arbeitsmitteln durch Arbeitgeber sowie für die
Benutzung von Arbeitsmitteln durch Beschäftigte bei der Arbeit. Diese Verordnung gilt auch für
überwachungsbedürftige Anlagen. Wie bereits in Punkt 4.4 erwähnt, ist der Betreiber im Bezug auf
diese Verordnung dazu verpflichtet, explosionsgefährdete Bereiche einzuteilen und kenntlich zu
machen und alle Angestellten auf diese Zonen hinzuweisen und das korrekte Verhalten
sicherzustellen.
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Zudem müssen betreffend des § 10 Arbeitsmittel, deren Sicherheit von den Montagebedingungen
abhängt, nach der Montage und vor der ersten Inbetriebnahme sowie nach jeder Montage auf einer
neuen Baustelle oder an einem neuen Standort geprüft werden. Die Prüfung hat den Zweck, sich
von der ordnungsgemäßen Montage und der sicheren Funktion dieser Arbeitsmittel zu überzeugen.
Die Prüfung darf nur von hierzu befähigten Personen durchgeführt werden. Eine
überwachungsbedürftige Anlage darf erstmalig und nach einer wesentlichen Veränderung nur in
Betrieb genommen werden, wenn die Anlage unter Berücksichtigung der vorgesehenen
Betriebsweise durch eine zugelassene Überwachungsstelle auf ihren ordnungsgemäßen Zustand
hinsichtlich der Montage, der Installation, den Aufstellungsbedingungen und der sicheren Funktion
geprüft worden ist (§12 BetrSchV).
3.9 Weitere gesetzliche Regelungen
§ 6 des neuen EEG 2012 besagt, dass alle Anlagen die Biogas in Strom umwandeln ein neu zu
errichtendes Gärrestlager am Standort der Biogaserzeugung das technisch gasdicht abgedeckt ist
und die hydraulische Verweilzeit in dem gasdichten und an eine Gasverwertung angeschlossenen
System mindestens 150 Tage beträgt errichten müssen.
Ein Umweltgutachter muss beispielsweise das Einhalten des 30 % Gülleanteils für den Güllebonus
bestätigen. Anderenfalls wird der Bonus nicht ausbezahlt. Seit dem EEG 2009 ist ein
Anlagenbetreiber verpflichtet, ein Einsatzstofftagbuch zu führen. Für das EEG 2012 ist die
Richtigkeit dieses Tagesbuches essentiell für die korrekte Berechnung der Einsatzstoffvergütung.
4 Zusammenstellung einer Biogasanlage
Es gibt viele Anlagenteile und alle müssen einer bestimmten Norm entsprechen, bzw. deren Aufbau
und Einbau ist im Baugesetzbuch etc. festgelegt. Wichtig dabei ist, das alle Komponenten so
verbaut werden, dass ein sicherer und effizienter Arbeitsablauf ohne eine übermäßige
Umweltgefährdung sichergestellt ist.
Das Silo ist ein sehr wichtiger Teil der landwirtschaftlichen Biogasanlage. Es muss immer
ausreichend gefüllt sein, um einen reibungslosen Fermentationsprozess über das ganze Jahr
gewährleisten zu können. Allerdings stellt ein Silo auch immer eine Quelle von Geruchsemissionen
dar. Ein Silo muss wasserundurchlässig konstruiert werden, damit Sickersäfte nicht die Erde und
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somit das Grundwasser kontaminieren können. Zudem muss ein Auffangbecken für den Sickersaft
gebaut werden. In der Praxis wird der Sickersaft meistens in die Vorgrube geleitet. Um THG-
Emissionen und Silageverluste zu minimieren, ist der Silierungsvorgang und das Abdecken des
Silos sehr wichtig.
Der Fermernter ist, wenn er oberhalb der Erdoberfläche verbaut wird, die auffälligste Komponente
einer Biogasanlage. Ein Fermenter besteht zumeist aus Edelstahl oder Stahlbeton. Eine
Voraussetzung für das verwendete Material ist, die Wasserdichtigkeit und dass es sich neutral
gegenüber den Substraten verhält. Für die Genehmigung einer Biogasanlage ist es wichtig, dass die
Anlage zum Landschaftsbild passt. Gegebenenfalls, kann eine Voraussetzung für eine
Genehmigung, das Versenken des Fermenters in den Boden sein.
Biogas ist ein Stoff, der in der richtigen Konzentration ein erhebliches Explosionsrisiko birgt. Daher
ist es besonders wichtig, dass eine Biogasanlage allen technischen Anforderungen entspricht.
Zusätzlich ist es wichtig, dass sämtliche Daten zu jederzeit aufgezeichnet und verfügbar sind. So ist
es möglich die Anlage dauerhaft zu überwachen und auf Fehlfunktionen frühzeitig zu reagieren und
Preventionsmaßnahmen zu treffen. Die VDI2-Richtlinien bieten zusätzlich zu allen gesetzlichen
Ansprüchen eine gute Hilfestellung beim Bau und Betrieb einer Biogasanlage.
Eine weitere wichtige Komponente einer Biogasanlage ist die Entschwefelungsanlage. Für diesen
Vorgang gibt es mehrere Möglichkeiten. Die einfachste und günstigste Methode ist die biologische
Entschwefelung mit einer Lufteinblasung. In der Praxis wird einer Lufteinblasung häufig noch ein
Aktivekohlefilter nach- oder eine chemische Entschwefelung mit Eisensalzen vorgeschaltet. Die
Entschwefelung ist ein wichtiger Prozess, weil sonst die Leitungen, das BHKW etc. von H2S
korrodiert werden könnten. Zudem bindet der Schwefel den Wasserstoff, der für die
Methanproduktion (CH4) wichtig ist.
Das Biogas wird nach der Entschwefelung und Trocknung durch PE-Rohre zu einer
Verbrennungseinheit (BHKW, Mikrogasturbine) geleitet. Leitungen die Biogas führen müssen mit
einem gelben Pfeil gekennzeichnet werden.
Eine weitere Möglichkeit ist die Aufbereitung und anschließende Einspeisung des Biomethans in
2 Verein Deutscher Ingenieure
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das Erdgasnetz. Bei den Aufbereitungsverfahren werden in der Praxis meist die Aminwäsche, die
Druckwechseladsorption oder die Druckwasserwäsche eingesetzt. Ein neues Verfahren, welches
sich noch bewähren muss ist das Membranverfahren. Dieses ist aus der Erdgasförderung bekannt,
allerdings bei kleinen Mengen noch unwirtschaftlich. Im neuen EEG gibt es erstmals einen Bonus
für das Aufbereiten von Biorohgas zu Bioerdgas. Oftmals werden dem Biomethan noch geringe
Mengen an Propangas beigemischt, bevor es ins Erdgasnetz eingespeist wird. Je nach Konfiguration
des Gasnetzes, muss das Gas auf einen bestimmten Druck komprimiert werden.
Bei der Stromerzeugung ist zu beachten, dass das deutsche Netz mit einer Frequenz von 50 Hz
geschaltet ist. Daher ist ein Frequenzumwandler absolute Pflicht. Den Anschluss an das deutsche
Stromnetz übernimmt der Energieversorger bzw. der örtliche Netzbetreiber. Dabei werden die
Kosten bis zu 30 kW vollständig übernommen. Zudem besteht nach EEG ein Anspruch auf
unverzüglichen und vorrangigen Anschluss. Allerdings müssen die Kosten für den Anschluss nur
bis zu einer Aufwandsobergrenze vom Netzbetreiber übernommen werden.
5 Verwendete Substrate
Für die Verwendung von kommunalen Abfällen gibt es das Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz.
Zweck des Gesetzes ist die Förderung der Kreislaufwirtschaft zur Schonung der natürlichen
Ressourcen und die Sicherung der umweltverträglichen Beseitigung von Abfällen. Biogasanlagen
die unter das EEG 2012 fallen bekommen für die Verwendung 90 Masseprozent an Bioabfällen
einen Bonus von 16Cent. Bioabfälle werden vor allem in Trockenfermentationsanlagen verwendet.
Das Tierische Nebenprodukte Entsorgungsgesetz dient der Durchführung der Verordnung (EG)
Nummer 1774/2002 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 3. Oktober 2002 bzw. der
novellierten Fassung 1069/2009 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschlichen Verzehr
bestimmte tierische Nebenprodukte. Laut dieser Verordnung werden tierische Nebenprodukte in
drei Kategorien mit unterschiedlichem Risikopotential eingeteilt. So wird zum Beispiel geregelt,
welche Stoffe aus tierischen Nebenprodukten in Biogasanlagen eingesetzt werden dürfen.
Der vom neuen Kreislaufwirtschaftsgesetz geschaffene faire Ausgleich zwischen öffentlicher und
privater Entsorgungswirtschaft trägt auch den Vorgaben des EU-Wettbewerbsrechts Rechung. So
werden die Kommunen als öffentlich-rechtliche Entsorgungsträger auch weiterhin die
Verantwortung für die Entsorgung der Abfälle aus privaten Haushalten haben. Gewerbliche
Sammlungen sind zwar möglich, müssen jedoch den zuständigen Behörden angezeigt werden. Eine
gewerbliche Sammlung kann untersagt werden, wenn sie die Funktionsfähigkeit, Planungssicherheit
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oder Organisationsverantwortung des öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträgers gefährdet.
Für die Lagerung und Vor- und Nachbehandlung von Abfällen gilt auch in Deutschland die EG
(VO) 1774/2002
� gemeinschaftsrechtliche Regelung geschaffen für die Abholung, Sammlung, Beförderung,
Lagerung, Behandlung, Verarbeitung, Verwendung oder Beseitigung tierischer
Nebenprodukte
� um zu verhindern, dass diese Erzeugnisse die Gesundheit von Mensch und Tier gefährden.
In dieser Verordnung werden die Materialien in 3 Kategoriene eingeteilt.
Materialien der Kategorie 1 sind z.B Tiermaterialien mit hohem Risiko oder Küchen- und
Speiseabfälle von grenzüberschreitenden Transportmitteln. Diese Materialien dürfen in der
Biogasanlage nicht eingesetzt werden.
Materialien der Kategorie 2 sind Tiermaterialien mit seuchenhygienischem Risiko, wie zB.
Erzeugnisse mit Rückständen bestimmer Tierarzneimittel oder Umweltkontaminanten, Magen- und
Darminhalt, Milch und Kolostrum sowie Gülle. Diese Stoffe dürfen in einer Biogasanlage
eingesetzt werden.
Materialien der Kategorie 3 wie geringem seuchenhygienischem Risiko z.B. Schlachtkörperteile
von genusstauglichen Tieren, überlagerte Lebensmittel, Küchen- und Speiseabfälle aus Privaten
Küchen, Großküchen, Kantinen dürfen in einer Biogasanalage eingesetzt werden.
Es besteht Zulassungspflicht für alle bestehenden und neu zu errichtende BGA. Zudem gibt es
strenge Auflagen an die Lagerung, Hygienisierung der Substrate und des Gärrestes.
Die Verwendung von Gülle und Festmist und die Ausbringung des Gärrestes werden im
Düngegesetz und der Düngeverordnung geregelt. Nach dem EU-Recht gilt die Biogasgülle als
Abfallstoff. Nach deutschem Recht bisher nicht. Sollte die EU-Gesetzgebung auf den deutschen
Markt angewendet werden, müssten sämtliche Anlagen die Gülle als Co-Substrat verwenden eine
Genehmigung nach der 17. BimschV einholen.
In Deutschland hat, durch die Einführung des NaWaRo-Bonuses mit dem EEG 2004, der Einsatz
von Energiepflanzen stark zugenommen. Dadurch ist gerade der Energiemais in vielen Regionen in
Verruf gekommen. Daher wird intensiv daran geforscht, Alternativen zum Mais für die
Biogasproduktion zu entwickeln. Laut dem Deutschen Bauernverband werden mittlerweile über 2%
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der deutschen Ackerpflanzen für den Anbau von Energiepflanzen verwendet. Mit der Einführung
des EEG 2012 wurde der NaWaRo-Bonus abgeschafft. Es wird nur noch zwischen den
verschiedenen Einsatzstoffvergütungsklassen unterschieden.
6 Einsatzmöglichkeiten von Biogas
6.1 Stromproduktion:
Auf Grund der EEG-Vergütung liegt die in Deutschland übliche Verwendung des Biogases in der
Stromproduktion. Dafür werden in der Regel Blockheitzkraftwerke eingesetzt. In letzter Zeit
werden auch des öfteren Mikrogasturbinen zu Versuchszwecken der Stromproduktion eingesetzt.
Die übliche Stromproduktion der seit der Einführung des EEG 2000 lag in der
Grundlastversorgung. Die BHKW wurden auf Vollastbetrieb ausgelegt. Seit dem 01.01.2012 wird
vermehrt darüber diskutiert, ob Biogasanlagen sich nicht besser für die Regelstromproduktion
eignen. Daher hat der Gesetzgeber eine Flexibilitätsprämie eingeführt, um die Umrüstung der
Bestandsanlagen und die Auslegung der Neuanlagen auf Regelstromproduktion zu forcieren.
6.1.1 Einspeisevergütung
Bei den früheren Gesetzesnovellen waren immer auch die Alt- bzw. Bestandsanlagen von den
Gesetzesänderungen mitbetroffen. Das ist dieses Mal nicht der Fall. Für die ab dem 01.01.2012 in
Betrieb gehenden Vergärungsanlagen regelt ausschließlich die vor kurzem erarbeitete Version die
gesetzlichen Einspeisetarife. Für neue Betreiber von Biogasanlagen bringt die EEG-Novelle eine
Vielzahl von Neuerungen mit. In Zukunft finden Grundvoraussetzungen Anwendung, um die
Grundvergütung in Anspruch nehmen zu können. Diese lauten im Einzelnen:
Die für Biogas relevanten elektrischen Leistungsklassen der Grundvergütung (150 kW, 500kW und
5.000kW) wurden im Vergleich zum EEG von 2009 beibehalten und um durchschnittlich etwa
2,5Cent pro produzierter elektrischer kWh auf die Werte 14,3Cent, 12,3Cent und 11,0Cent
angehoben. Anders als bei den vorhergehenden Fassungen des EEG sind zum Erhalt der Vergütung
grundvergütungbestimmte Vorgaben einzuhalten. Hier zugehören unter anderem:
� Mindestwärmenutzung: 25% im Inbetriebnahmejahr sowie im Folgejahr und danach 60%
des Stroms muss in Kraft-Wärme-Kopplung erfolgen (die Fermenterheizung zählt fix 25%)
oder es erfolgt der Nachweis, dass der durchschnittliche Gülleeinsatz im Kalenderjahr
mindestens 60% der Masse betragen hat. Ebenfalls weist die Positivliste der Wärmenutzung
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Im Vergleich zum Vorgängergesetz einige Änderungen auf.
� Der Anteil von Mais (Ganzpflanze), Getreidekorn einschließlich CCM und Körnermais
sowie Lieschkolbenschrot beträgt in jedem Kalenderjahr höchstens 60% der Masse. Für
diesen Nachweis ist das Einsatzstofftagebuch ausreichend. Es wird also kein
Umweltgutachter benötigt.
Sonderregelungen für Bioabfallanlagen: Beim Einsatz von durchschnittlich 90% der Masse aus
Bioabfällen (biologisch abbaubare Abfälle, gemischte Siedlungsabfälle von Hausmüll und getrennt
erfassten Bioabfällen sowie Marktabfällen) beträgt der Vergütungssatz für Anlagen, deren
installierte elektrische Leistung bis 500kW betragen, 16,0ct/kWhelektr.. 14,0ct/kWh elektr.. erhalten
Biogasanlagen, deren elektrische Leistungen über 500kW liegen.
Einsatzstoffvergütungsklassen
Zusätzlich zu der Grundvergütung wird je nach Substrateinsatz eine zusätzliche Vergütung gewährt.
Hierzu werden Substrate in zwei „Einsatzstoffvergütungsklassen“ eingeteilt, die im Anhang der
gerade erst novellierten BiomasseVO (in den Anlagen 1-3) geregelt sind. Für die Vergütungsklasse I
wird bei Anlagen bis zu einer elektrischen Leistung von 500kW ein einsatzstoffbezogener
Vergütungsaufschlag von 6ct/kWh elektr.. gewährt. Bei der Vergütungsklasse II werden für alle
Anlagen (bis zu einer installierten Leistung von 5.000kW) Aufschläge beim Stromgeld von
8ct/kWh elektr.. gewährt. Der Vollständigkeit halber sei erwähnt, dass das Mitvergären von
Reststoffen aus der Lebensmittelproduktion- und verarbeitung (sog. Vergütungsklasse 0) zu keinem
einsatzstoffbezogenen Vergütungsaufschlag führt und in diesem Fall die Grundvergütung für
Bioabfallanlagen zur Anwendung kommt. Je nach Mischung der Substrate kann mit Hilfe der
Referenzerträge des jeweiligen Substrats die „Einsatzstoffvergütung“ ermittelt werden.
Beispiel: Eine Biogasanlage setzt täglich 10 t Maissilage (Vergütungsklasse I, Referenzertrag 106m³
Methan /t FM) und 8 t Kleegras (Vergütungsklasse II, Referenzertrag 86m³ Methan/t FM) ein.
Die entsprechende Substratvergütung wird nun wie folgt errechnet: (10t*106m³/t*6ct/kWh +
8t*86m³/t*8ct/kWh)/(10t*106m³/t + 8t*86m³/t) = 6,79ct/kWh. Das heißt, der Betreiber würde in
diesem Beispiel zusätzlich zu der Grundvergütung 6,79ct/kWh erhalten.
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Kleinanlagen
Unabhängig von den oben genannten Vergütungen besteht eine neue Vergütungsklasse für
Kleinanlagen bis zu einer installierten elektrischen Leistung von 75kW, in denen mindestens 80%
(bezogen auf Masse) tierische Exkremente vergoren werden, definiert nach Sonderregelung
Gülleanlagen (EEG§27b). Hierzu zählt allerdings nicht Kot und Harn von Geflügel. Die Gülle und
der Festmist haben aus dem Standortbetrieb (oder aus unmittelbarer Nähe von diesem) zu stammen.
Für diese Anlagen werden für den eingespeisten Strom pauschal 25ct/kWh elektr.. gewährt.
Direktvermarktung
Ein neuer Teil des EEG sind die Regelung zur Direktvermarktung. Wird Strom über die
Direktvermarktungsregelung abgesetzt, so wird die oben beschriebene Einspeisevergütung nicht
gewährt. Es kommen dafür die im folgenden beschriebenen Reglungen zum tragen. Der Strom gilt
als direktvermarktet, wenn er durch das öffentliche Netz geleitet wird. Setzt man Strom z.B. direkt
beim benachbarten Industriebetrieb ab, gelten die nachfolgenden Regelungen nicht. Anlagen über
750kW bekommen ab Inbetriebnahme 01.01.2014 keine „normale“ EEG Vergütung mehr. Diese
Anlagen können nur noch die Markt- und Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen. Für die Markt-
und Flexibilitätsprämie besteht im Unterschied zur „normalen“ EEG-Vergütung kein Zwang zur
60%igen Wärmenutzung bzw. 60%igen Güllenutzung. Der Anlagenbetreiber kann jeweils zum
Monatsanfang zwischen den Vermarktungsformen (EEG Umlage oder Direktvermarktung)
wechseln. Es können auch nur Anteile des erzeugten Stroms direkt vermarktet werden, was
allerdings nur für die Marktprämie gilt (nicht für die Flexibilitätsprämie).
Marktprämie
Grundlage für die Marktprämie ist die Höhe der Vergütung, die der Anlagenbetreiber aus der
„normalen“ EEG Vergütung erzielt hätte. Hiervon wird der jeweilige monatliche
Durchschnittsverkaufspreis an der Strombörse EPEX abgezogen. Zu dem Ergebnis werden
0,3ct/kWh elektr. gewährt (für 2012, danach greift eine jährliche Degression) um die Kosten für die
Börsenzulassung usw. auszugleichen.
Beispiel: Eine Anlage hätte Anspruch auf eine EEG Einspeisevergütung von 20ct/kWh elektr.. Der
Durschnittspreis an der EPEX beträgt für den entsprechenden Monat 6ct/kWh. Die Marktprämie für
den entsprechenden Monat beträgt also 20ct/kWh – 6ct/kWh + 0,3 ct/kWh = 14,3 ct/kWh. Kann ein
Anlagenbetreiber also seinen Strom zu einem überdurchschnittlichen Preis verkaufen, so erzielt er
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einen höheren Erlös als via Einspeisevergütung. Verkauft er unter dem Durchschnittspreis, ist der
Erlös geringer.
Flexibilitätprämie
Die Flexibilitätsprämie wird für die Bereitstellung zusätzlich nutzbarer Leistung gewährt, und stellt
keine eigenständige Vermarktungsform dar, da sie nur zur Marktprämie gewährt wird. Sie ist für die
Dauer von 10 Jahren vom Netzbetreiber zu zahlen. Um diese in Anspruch zu nehmen muss (im
Gegensatz zur Marktprämie) der gesamte Strom der Anlage direkt vermarktet werden.
Beispiel: Die Bemessungsleistung beträgt bei einer Biogasanlage, deren installierte elektrische
BHKW-Leistung 500kW ist und einen Wert von 8.000 Volllaststunden aufweist =
8.000h*500kW/8.760h = 457 kW.
Die Zusatzleistung berechnet sich nach der Formel:
Zusatzleistung = Installierte Leistung - 1,1*Bemessungsleistung.
Installiert man nun ein BHKW mit 600kW Nennleistung bei gleicher Gasproduction, dessen
elektrische Leistung im Dauerbetrieb allerdings nur 500kW beträgt, so werden rechnerisch 600kW
– 1,1*457kW = 98kW Zusatzleistung vorgehalten. Die Flexibilitätprämie in ct/kWh berechnet sich
dann vereinfacht wie folgt: (Zusatzleistung/Bemessungsleistung)*1,48ct/kWh oder in diesem
Beispiel: 98kW/457kW*1,48ct/kWh = 0,3ct/kWh.
6.1.2 Netzanschluss
Durch das EEG werden Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien beim Netzanschluss
vorrangig behandelt. Dadurch ist ein unverzüglicher Anschluss möglich. Dieses Recht kann mit
einem zusätzlichen Schadensersatzanspruch geltend gemacht werden. Problematischer ist der Ort
der Einspeisung, da dieser nicht exakt definiert ist.
§ 5 Abs. 1 Satz 1 EEG besagt, Netzbetreiber sind verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom
aus Erneuerbaren Energien und aus Grubengas unverzüglich vorrangig an der Stelle an ihr Netz
anzuschließen (Verknüpfungspunkt), die im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist, und die
in der Luftlinie kürzeste Entfernung zum Standort der Anlage aufweist, wenn nicht ein anderes Netz
einen technisch und wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunkt aufweist. Diese Formulierung
erlaubt es dem Netzbetreiber den Anlagenbetreiber an eine aus seiner Sicht schlechtere
Netzzugansstelle zu setzen. Allerdings liegt die Netzerweiterungspflicht beim Netzbetreiber. § 5
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Abs. 4 EEG: „Die Pflicht zum Netzanschluss besteht auch dann, wenn die Abnahme des Stroms erst
durch die Optimierung, die Verstärkung oder den Ausbau des Netzes nach § 9 EEG möglich wird.“
Allerdings gilt dieser Ausbau nicht unbegrenzt. Nach § 9 Abs. 3 EEG, „Der NB ist nicht zur
Optimierung …verpflichtet, soweit das wirtschaftlich unzumutbar ist.“, muss der Netzbetreiber
nicht jede Erweiterung bezahlen. Der Bundesgerichtshof hat entschieden, dass eine
gesamtwirtschaftliche Betrachtung inkl. Kostenvergleich aller unmittelbaren und mittelbaren Vor-
und Nachteile durchgeführt werden muss.
Netzbetreiber sind vorbehaltlich des § 11 verpflichtet, den gesamten angebotenen Strom aus Er-
neuerbaren Energien und aus Grubengas unverzüglich vorrangig abzunehmen, zu übertragen und zu
verteilen. Im §11 ist die Abregelung der Biogasanalge bei (drohender) Netzüberlastung geregelt.
Dies ist besonders in Regionen in denen starke Leistungsschwankungen durch andere Erneuerbare
Energien (Wind oder PV) auftreten, von belang. Der Energieversorger muss technisch in die Lage
versetzt werden (durch die sog. EVU-Platine in der Anlagensteuerung) die Anlage ferngesteuert
abzuregeln. Die Erforderlichkeit für die Abregelung muss auf Anfrage nachgewiesen werden und
für eine sachkundige Person ohne weiteres nachvollziebar sein.
6.2 Wärmenutzung
Als „Nebenprodukt” der Stromerzeugung fällt auch Wärme ab die auf verschiedene Art und Weise
genutzt werden kann. Zudem ist es möglich mit Hilfe eines Gasbrenners aus dem Biogas nur
Wärme für beispielsweise ein Nahwärmenetz zu erzeugen und den Fermenter zu heizen.
Es bestehen einige Möglichkeiten die BHKW-Abwärme oder die von einem Gasbrenner produzierte
Wärme zu nutzen. Abwärme kann geutzt werden um:
� Holz zu trocknen
� Wohnhäuser zu heizen (Nahwärmenetz)
� Prozesswärme bereitzustellen
� Fischkulturen mit Wärme zu versorgen
� Schwimmbäder zu heizen
� ORC-Turbinen anzutreiben (Ab ca 500 kWth)
Allerdings wurden viele Biogasanlagen, gerade in dem Bereich zwischen 200-300 kW, ohne
geeignetes Wärmekonzept gebaut. Mit dem neuen EEG müssen neue Anlagen, die nicht direkt
vermarkten 60 % ihrer Wärme nutzen.
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Sollte eine Biogasanlage zu weit von möglichen Wärmenutzungsquellen entfernt liegen, ist es
möglich mit Hilfe einer Gasleitung ein Satelliten-BHKW an den Ort der Wärmeabnehmer zu
installieren. Diese Lösung ist ab einer bestimmten Entfernung günstiger als eine Fernwärmeleitung
und somit ökonomisch sinnvoller. Für Satelliten BHKWs gelten gesonderte Regelungen bezüglich
der Genehmigung.
Sollte eine Fernwärmeleitung oder eine Gasleitung zu einem Satelliten BHKW mit anschließendem
Nahwärmenetz gelegt werden, ist es sinnvoll sich Partner für die Vermarktung und die Wartung
dieses System zu suchen.
6.3 Biogaseinspeisung
Um Bioerdgas, auch Biomethan genannt, herzustellen ist es wichtig, die restlichen Bestandteile des
Biogases vom Methan zu trennen. Mit der Einführung des EEG 2012 wird die Aufbereitung von
Biomethan bei der anschließenden Verstromung mit einem Bonus belohnt. Ein Grund dafür ist das
Ziel der Bundesregierung bis zum Jahr 2030 10 % des Gasverbrauches aus Biogas bereitzustellen.
Dadurch wird die Abhängigkeit von Gasimportent gesenkt und die Klimabilanz verbessert. Die
Einspeisungsvoraussetzung werden mit der Gasnetzzugangsverordnung geregelt. Um ein
weitverbreitetes Missverständniss auszuräumen: Es wird nicht das eingespeiste Gas vergütet,
sondern der Strom der aus dem eingespeisten Gas andernorts gewonnen wird.
Die spezifischen Kosten für die verschiedenen Aufbereitungstechniken sind immer noch relativ
hoch. Aufgrund der (im Vergleich zu Verstomungseinheiten) noch relativ geringen Stückzahlen,
spielen die Investitionskosten in Aufbereitungsmodule eine große Rolle. Diesbezüglich konnte sich
noch keines der gängigen Aufbereitungsverfahren entgültig durchsetzen.
Bezüglich der zu erreichenden Gasqualität bestehen je nach Gasqualität im Erdgasnetz vor Ort
verschiedene Vorgaben. Grundsätzlich müssen die technischen Parameter denen des im Erdgasnetz
geführten Gases (mit gewissen Toleranzen) entsprechen. Genauere Angaben hierzu sind dem
Technischen Regeln der DVGW (Arbeitsblätter 260 und 262) zu entnehmen.
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Um den aus dem Biomethan erzeugten Strom per EEG-Einspeisevergütung abzusetzen, müssen
folgende Vorraussetzungen eingehalten werden (Anlage 1, EEG):
▪ Die Methanemissionen bei der Aufbereitung dürfen höchstens 0,2% betragen.
▪ Der Stromverbrauch für die Aufbereitung darf höchstens 0,5kWh pro
Normkubikmeter Rohgas betragen.
▪ Kein Einsatz fossiler Energieträger für die Gasaufbereitung.
▪ Es dürfen maximal 1400Nm3/h Biomethan erzeugt werden.
Laut Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) besteht (ähnlich wie beim Strom) vorrangige
Anschlusspflicht von Biomethanaufbereitungen an das Erdgasnetz. Der Netzbetreiber muss 75%
der Kosten des Netzanschlusses tragen. Aus dieser zunächst (für den Biomethanhersteller) sehr
positiv anmutenden Gesetzeslage resultiert leider eine äußerst geringe Kooperationsbereitschaft der
Netzbetreiber in Biomethanprojekten. Es muss hier deutlich klargestellt werden, dass den
Netzbetreibern juristisch zahlreiche Möglichkeiten (die hier nicht genannt werden) bleiben, einen
Netzanschluss mindestens zu behindern. Es ist daher dringend anzuraten, den Kooperationswillen
und die entsprechenden Konditionen im Vorfeld eines Biomethanprojektes zu sondieren.
6.4 Biogas als Treibstoff
Im Rahmen der nationalen und internationalen Anstrengungen zur Reduktion des Ausstoßes von
klimaschädlichen Abgasen ist in den Vergangenen Jahren neben der stationären Energiegewinnung
auch die Frage nach „sauberen“ Treibstoffvarianten in den Mittelpunkt des Interesses gerückt. Der
bei weitem emissionsärmeste fossile Kraftstoff ist Erdgas (CNG3). Zudem ist der Ersatz von Erdgas
durch Biogas jederzeit technisch problemlos möglich. Leider hat sich diese Erkenntnis in der
Öffentlichkeit sowie auf politischer Ebene bislang nicht ausreichend durchgesetzt.
In Deutschland sind ca. 90.000 Erdgasfahrzeuge gemeldet. Auch das Tankstellennetz ist mit über
900 Tankstellen vergleichsweise gut ausgebaut.
Um einen reibungslosen Tankstellenbetrieb gewährleisten zu können muss das Biogas gespeichert
werden. Dabei wird oftmals mit dem Rush-Hour Prinzip gerechnet. Es muss möglich sein 15
Fahrzeuge/h betanken zu können. Dafür wird meistens ein 3 Bankdruckspeicher mit einem Nieder-,
Mittel- und Hochdruckspeicher von 250 bar verwendet. Das Speichervolumen beträgt demnach 2
m³ * 250 bar. Demnach müssen etwas mehr als 500 m³ aufbereitetes Biogas gespeichert werden 3 Compressed Natural Gas
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können. Dies Speicherung und die Zapfsäule sind die kostenintensivsten Komponenten einer
Biogastankstelle. In Deutschland gibt es momentan keinen Bonus für die Nutzung von Biogas als
Treibstoff. Trotzdem gibt es bisher ca.120 Biogastankstellen.
Oftmals sagen Flottenbetreiber, dass sie erst auf Erdgasfahrzeuge umsteigen, wenn mehr
Tankstellen vorhanden sind und Stadtwerke - als potentielle Tankstellenbetreiber - sagen,
dass sie erst Tankstellen errichten, wenn mehr Fahrzeuge da sind. Das sinnvollste Szenario für
Biogas als Treibstoff sind Kooperationen von Tankstellen, mit Car-Sharing oder Firmen Flotten.
Dabei gibt es allerdings einige Probleme in der Umsetzung.
Bei Speditionen besteht das Hauptproblem darin, dass festgeschriebene Routen vorliegen,
die nicht zur Tankstellensuche verlassen werden dürfen. Das Problem sind daher die
fehlenden Tankstellen direkt an der Autobahn. Auch ein Problem ist, dass einige der
Erdgastankstellen keine 24h-Verfügbarkeit haben. Z.B. bei Taxiunternehmen steht vor allem das
Thema Tankstelle im Vordergrund. Weil einige Tankstellen nachts oder sonntags geschlossen haben,
oftmals Tankstellen defekt sind oder durch parkende Pkw oder Lkw blockiert werden, müssen
teilweise viele Leerkilometer in Kauf genommen werden. Einige Taxiunternehmen hatten bereits in
früheren Jahren Erfahrungen mit Erdgasfahrzeugen gemacht und waren mit der damaligen Technik
(hohe Ausfallzeiten oder geringe Leistung der Erdgasfahrzeuge) nicht zufrieden. Dies führt dazu,
dass - trotz Entwicklungen im Bereich der Motoren /Fahrzeugtechnik – viele Taxiunternehmen
wieder auf Diesel umgestiegen sind.
Eine Alternative im LKW Bereich können Diesel-Gas betriebene Lkw darstellen, die z.B. 2010 von
Volvo in Schweden und England getestet wurden und einen niedrigeren Energieverbrauch als
herkömmliche Lkw aufweisen. Die Leistungsmerkmale und Fahreigenschaften entsprechen denen
eines herkömmlichen Diesel Lkw. Allerdings bestehen für die gleichzeitige Einspritzung zweier
Kraftstoffe in den Motorbrennraum derzeit noch keine gültigen technischen Rahmenbedingungen
insbesondere hinsichtlich der Emissionsbewertung. Maßgeblich ist hier die Richtlinie 2005/5 EG
(und 97/68 EG für Ackerschlepper). Derzeit werden durch die UN ECE (United Nations Economic
Comission of Europe) einheitliche Standarts erarbeitet die anschließend in europäisches und
nationales Recht überführt werden müssen. Die wird aber nach Aussage von Fachleuten
(Kraftfahrtbundesamt) noch mindestens zwei Jahre dauern. Bis dahin ist für die Diesel-
Erdgasfahrzeuge (Dual-Fuel Fahrzeuge) lediglich eine Einzelfahrzeugzulassung und keine
werksseitige Typenzulassung durch die Behörden möglich.
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Eine weitere Alternative im Lastverkehr ist die Verwendung von verflüssigtem Erd- und Biogas.
Durch die Verflüssigung erhöht sich der volumetrische Heizwert um ein vielfaches, sodass die
Reichweite erheblich erhöht wird. Derzeit gibt es hierzu in Deutschland noch kein Praxisbeispiel.
Die Verflüssigung von Erd- und Biogas ist sehr energieaufwendig. Auch gibt es in Deutschland
keinen Schiffsterminal für die Anlieferung. In Wilhelmshaven ist ein Terminal geplant4. Es besteht
zudem bisher keine Tankstelleninfrastruktur für LNG (Liquified Natural Gas).
Langfristig sieht ein kürzlich verfasster Bericht5 einer europäische Expertenkomission die
zukünftige Struktur der Kaftstoffversorgung wie folgt:
� Leichter Stadt- und Pendelverkehr – Elektromobilität.
� Leichter Mittel- und Langstreckenverkehr sowie städtischer Verteilerverkehr –
Erdgas/Biomethan.
� Schwerer Lastverkehr – Flüssigerdgas mit Tankstelleninfrastruktur entlang der
Hauptverkehrsadern (Blue-Corridors).
Beim Verkauf von Biomethan als Kraftstoff fällt keine Energieseteuer6 an. Die Steuerbefreiung ist
vorerst bis 2015 befristet. Das Energiekonzept der Bundesregierung sieht jedoch darüber hinaus
eine unbefristete Steuerbefreiung vor. Alternativ hierzu kann der Betreiber einer Biomethan-
tankstelle (jur. Inverkehrbringer) die Biokraftstoffquote an z.B. einen Mineralölkonzern (jur.
Quotenverpflichteter) verkaufen. In diesem Falle ist allerdings die Energiesteuer abzuführen.
7. Gärrest
7.1 Nutzung als Biodünger
Im Verlauf des anaeroben Gärprozesses wird organische Trockenmasse abgebaut, folglich
liegt der Trockenmassegehalt des vergärten Materials deutlich unter dem des Eingangsmaterials. In
der Praxis werden häufig TS-Gehalte von 4 bis 6 % gemessen.
Der Nährstoffgehalt der Gärreste ist von der Zusammensetzung der Eingangssubstrate, deren
Nährstoffgehalte und den Gärbedingungen abhängig. Ergebnisse der Gärrestuntersuchungen von
Praxisbetrieben zeigen, dass die TS- und Nährstoffgehalte stark schwanken. Der üblicherweise
reduzierte TS-Gehalt der Gärreste führt zu einer höheren Fließfähigkeit und zu einem schnelleren
4 Der aktuelle Stand der Dinge ist dem Autor nicht bekannt. 5 Report of the European Expert Group on Future Transport Fuels – Infrastructure for Alternative Fuels, December
2011 6 Bei Erdgas als Kraftstoff beträgt die Energiesteuer 1,39ct/kWh
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Ablaufen der Gärreste von den Pflanzen. Weniger Pflanzenverschmutzung und schnellerer
Bodenkontakt sind die Folge, wodurch Gärreste vor weiteren gasförmigen Verlusten geschützt sind.
Der höhere Ammoniumanteil in Verbindung mit den steigenden pH-Werten birgt die Gefahr von
Verlusten in Form von Ammoniak während der Ausbringung des Gärrestes. Bei steigenden pH-
Werten nimmt der Ammoniakanteil zu und der Ammoniumanteil entsprechend ab. Hohe
Temperaturen beschleunigen diesen Vorgang (LfL Bayern, 2009). Allerdings spart man durch das
Ersetzen von mineralischem Dünger großen Mengen an THG-Emissionen ein.
Die Gärrestausbringung wird durch die Düngeverordnung und das Düngegesetz geregelt. Zudem
gelten in Deutschland die Vorgaben der „Guten Landwirtschaftlichen Praxis“.
Folgende auszugsweise wiedergegebenen Regelungen der Düngeverordnung sind für
Biogasbetriebe besonders wichtig:
� Zeitliche und mengenmäßige Ausbringung so, dass die Nährstoffe von den Pflanzen
weitestgehend ausgenutzt und Nährstoffverluste vermieden werden.
� Vor der Ausbringung ist der Düngebedarf der Kulturen festzustellen (Anrechnung von
Nmin und N-Nachlieferung). Für Phosphat sind dafür spätestens alle 6 Jahre Bodenuntersuchungen
durchzuführen.
� Die Ausbringung darf nicht erfolgen, wenn der Boden überschwemmt, wassergesättigt,
gefroren oder durchgängig mit mehr als fünf Zentimeter Schnee bedeckt ist.
� Der direkte Eintrag in oberirdische Gewässer ist zu vermeiden. Es sind Mindestabstände zur
Böschungsoberkante je nach Art der Ausbringtechnik und Neigung des Geländes
vorgeschrieben.
� Die Ausbringung darf nur erfolgen, wenn der Gehalt an Gesamtstickstoff,
Ammoniumstickstoff und Phosphat festgestellt wurde. Gärreste sind mindestens einmal
jährlich auf der Grundlage wissenschaftlich anerkannter Messmethoden zu untersuchen. Bei
Abgabe von Gärresten können auch mehrere Untersuchungen notwendig sein.
� Bei der Ausbringung auf unbestelltes Ackerland sind die Gärreste unverzüglich
einzuarbeiten.
� Auf Ackerland darf vom 01. November bis 31. Januar, auf Grünland vom 15. November bis
31. Januar kein Gärsubstrat ausgebracht werden.
� Nach Ernte der letzten Hauptfrucht dürfen Gärsubstrate nur zu im gleichen Jahr angebauten
Folgekulturen einschließlich Zwischenfrüchten bis in Höhe des aktuellen Düngebedarfes der
Kultur oder als Ausgleichsdüngung zu auf dem Feld verbliebenen Getreidestroh bis zur
maximalen Höhe von 40 kg Ammonium- oder 80 kg Gesamtstickstoff je Hektar ausgebracht
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werden.
� Stickstoff aus tierischen Wirtschaftsdüngern darf im Durchschnitt der landwirtschaftlich
genutzten Fläche des Betriebes bis maximal 170 kg je Hektar und Jahr ausgebracht werden
(abzüglich tierartspezifischer Stall- und Lagerungsverluste). Ist tierischer Wirtschaftsdünger
im Gärrest enthalten, wird nur dieser Anteil auf die Stickstoffobergrenze angerechnet.
� Jährlich müssen betriebliche Nährstoffvergleiche für Stickstoff und Phosphat erstellt
werden. Darin müssen die dem Betrieb zur Biogasnutzung zugeführten und ggf. abgeführten
Substrate ebenso berücksichtigt werden wie die ausgebrachten Gärreste.
� Enthält das Gärsubstrat Knochenmehl, Fleischknochenmehl oder Fleischmehl, ist der
Einsatz auf landwirtschaftlich genutztem Grünland und als Kopfdüngung untersagt (LfL Bayern,
2009).
Vom 1 Nov. - 31 Jan. Ist das Ausbringen von flüssigem Gärrest auf Ackerland verboten. Zusätzlich
muss der Gärrest mindestens 6 Monate gelagert werden können. Das neue EEG schreibt vor, dass
bei einem Einsatz von NawaRos 150 Tage Verweilzeit unter einer gasdichten Folie gewährleistet
werden müssen.
Die Düngeverordnung (DüV) stellt im Wesentlichen den fachrechtlichen Rahmen zur Düngung und
damit auch zur Ausbringung von Gärresten auf. Ausbringung von Düngemittel haben in
verschiedenen Punkten einen direkten Bezug zur Technik.
Geräte zum Ausbringen von Düngemitteln, Bodenhilfsstoffen, Kultursubstraten oder
Pflanzenhilfsmitteln müssen den allgemeinen anerkannten Regeln der Technik entsprechen. (vgl.
Düngeverordnung § 3 Abs. 10, 2007).
Geräte zum Ausbringen von Düngemitteln, die nicht den allgemein anerkannten Regeln der
Technik entsprechen, sind:
1. Festmiststreuer ohne gesteuerte Mistzufuhr zum Verteiler,
2. Güllewagen und Jauchewagen mit freiem Auslauf auf den Verteiler,
3. Zentrale Prallverteiler, mit denen nach oben abgestrahlt wird,
4. Güllewagen mit senkrecht angeordneter, offener Schleuderscheibe als Verteiler zur
Ausbringung von unverdünnter Gülle,
5. Drehstrahlregner zur Verregnung von unverdünnter Gülle.
(vgl. Düngeverordnung Anlage 4 zu § 3 Abs. 10, 2007)
Beim Aufbringen von Düngemitteln, Bodenhilfsstoffen, Kultursubstraten und Pflanzenhilfsstoffen
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mit wesentlichen Nährstoffgehalten an Stickstoff oder Phosphat ist
1. ein direkter Eintrag von Nährstoffen in oberirdische Gewässer durch Einhaltung eines
Abstandes von mindestens drei Metern zwischen dem Rand der durch die Streubreite
bestimmten Ausbringungsfläche und der Böschungsoberkante des jeweiligen oberirdischen
Gewässers zu vermeiden,
2. dafür zu sorgen, dass kein Abschwemmen in oberirdische Gewässer erfolgt.
Verteiltechnik zur Gärrestausbringung – wirtschaftliche und umweltgerechte Lösungen 3
Abweichend von Satz 1 Nr. 1 beträgt der Abstand mindestens einen Meter, soweit für das
Ausbringen der Stoffe nach Satz 1 Geräte, bei denen die Streubreite der Arbeitsbreite entspricht
oder die über eine Grenzstreueinrichtung verfügen, verwendet werden. (vgl.
Düngeverordnung § 3 Abs. 6, 2007)
Folgende Geräte entsprechen den Anforderungen im Sinne des § 3 Abs. 6, die eine Reduzierung des
geforderten Mindestabstandes auf einen Meter ermöglichen (vgl.
Düngeverordnung § 3 Abs. 6, 2007):
� Schleppschlauch
� Schleppschuh
� Injektionstechnik
� Schlitztechnik
(BiogasForumBayern, 8/2010)
7.2 Bodenverbesserung
Humus nimmt als Gesamtheit der organischen Substanz des Bodens eine grundlegende
Funktion in Sachen Bodenfruchtbarkeit und Ertragsbildung ein. Zur Erhaltung der organischen
Substanz und zum Schutz der Bodenstruktur müssen bestimmte Anforderungen erfüllt sein, welche
im Rahmen von Cross Compliance (CC) vorgegeben werden. Hierbei ist entweder der Humusgehalt
der Ackerflächen zu ermitteln oder auf betrieblicher Ebene eine Humusbilanz zu erstellen.
Durch die Abfuhr von Silomais werden dem Boden 560 kg Humus-C entzogen.
Im Gegenzug werden mit der Ausbringung der Gärreste 360 kg Humus-C zurückgeführt.
Um nun eine ausgeglichene Humusbilanz zu erreichen, müssen humusmehrende Fruchtarten
in die Fruchtfolge aufgenommen werden. Ein Humusbilanzausgleich durch höhere Gärrestdüngung
ist aufgrund der Stickstofffrachten meist limitiert. Im Rahmen einer Biogasfruchtfolge kommt als
Humusmehrer insbesondere den Zwischenfrüchten eine wichtige Rolle zu (Lfl Bayern, 2009)
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8. Vermeidung von Arbeitsunfällen
Im landwirtschaftlichen Betrieb beinhaltet die Ausbildung zum Gesellen bzw. Die weitere
Ausbildung auf der höheren Landbauschule bzw. Meisterschule Lehrgänge zur Arbeitssicherheit.
Der Arbeitgeber ist zudem verpflichtet alle Angestellten ausreichend über Gefahren zu informieren.
Weiteres siehe 4.4 und 4.6
9. Zusammenfassung
Im Bereich der Biogasproduktion und -technik ist Deutschland das fortschrittlichste Land der Welt.
Gefördert durch das EEG sind über 7000 Biogasanlagen errichtet worden. Im Laufe der Jahre haben
die technischen Vorgaben immer stärker zugenommen, um die Emissionen und den Methanschlupf
zu minimieren. Dabei ist eine neue Industrie entstanden, der viele Arbeitsplätze geschaffen hat und
langfristig durch Serviceverträge bindet.
Generell können die Bedingungen der Biogasproduktion als sehr gut bewertet werden. Für die
Zukunft kann man folgende Barrieren für den weiteren Ausbau der Biogas- und Biomethan-
produktion identifizieren.
1. Barrieren für Biogasanlagen allgemein:
� Geänderte EU Regelung zur Einordnung von Gülle/Gärrest als Abfall, daraus folgen
erhebliche Genehmigungsschwierigkeiten für landwirtschaftliche Anlagen.
� Gesenkte Einspeisevergütung nach dem EEG 2012, zusätzliche Auflagen für den
Erhalt der Vergütung.
� Gesunkene öffentliche Akzeptanz der Biogaserzeugung durch „Vermaisung“.
� Notwendige Modernisierung der Netzinfrastruktur durch geänderte (dezentrale)
Struktur der Stromerzeugung. (Dies ist kein spezifisches Problem von Biogas,
sondern betrifft alle Erneuerbaren Energien).
2. Barrieren für die Einspeisung von Biomethan:
� Hohe Investitionskosten für die Aufbereitung, daher erst ab bestimmten
Größenordnungen wirtschaftlich.
� Ein Großteil der Netzanschlusskosten liegt beim Netzbetreiber, daher häufig geringe
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Kooperationsbereitschaft durch Netzbetreiber. Obwohl diese gesetzlich zum
Anschluss verpflichtet sind.
3. Barrieren für Biomethan als Kraftstoff
� Geringer Informationsstand in der Öffentlichkeit und bei Entscheidungsträgern
� Hohe Vergütung für Strom aus Biomethan (besonders nach dem EEG 2012).
References:
Dr. S. Neser , P. Scheiber, M. Konrad: Verteiltechnik zur Gärrestausbringung –
wirtschaftliche und umweltgerechte Lösungen. BiogasForumBayern, 2010
Anonym: Biogasgärreste -Einsatz von Gärresten aus der Biogasproduktion als Düngemittel. Hrsg.
Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft, 2009