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The sole responsibility for the content of this report lies with the authors. It does not necessarily reflect the opinion of the European Union. Neither the EACI nor the European Commission are responsible for any use that may be made of the information contained therein.

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


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


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


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


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


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


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


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


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


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.


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.


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


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


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


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%


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


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.


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


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


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.


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.


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


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.


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


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


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


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)


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


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

länderspezifische rahmenbedingungen und barrieren für ... · neither the eaci nor the european...

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