biogaspartner gemeinsam einspeisen. Biogaseinspeisung in Deutschland und Europa Markt, Technik und Akteure.

Transkript

1 biogaspartner gemeinsam einspeisen. Biogaseinspeisung in Deutschland und Europa Markt, Technik und Akteure.

2

3 Inhalt. Inhalt. Einleitung...4 Das Projekt biogaspartner Projektbeschreibung Die Unterstützer der Biogaspartnerschaft...7 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland Marktentwicklung Projektbeispiele Rahmenbedingungen in Deutschland...22 Marktentwicklung in Europa Marktentwicklung Projektbeispiele Die Wertschöpfungskette Biomethan Biomasseproduktion Logistik Biogaserzeugung Aufbereitung Einspeisung Verkauf und Handel Einsatzfelder Unternehmen & Akteure Abkürzungen Glossar Publikationen Impressum

4 Einleitung. Viele Gründe sprechen für die Biogaseinspeisung. Eine der vielversprechendsten Nutzungen für Biomasse ist die Erzeugung von Biogas. In Deutschland bestehen Mitte 2011 ca Anlagen, in denen Biogas durch Vergärung von Biomasse gewonnen wird. Durch am Markt verfügbare Technologien lässt sich dieses Biogas auf Erdgasqualität aufbereiten zu sogenanntem Biomethan oder Bioerdgas und in das Erdgasnetz einspeisen. Hierdurch kann konventionelles Erdgas anderenorts ersetzt und ein wichtiger Beitrag zum Klimaschutz geleistet werden. Derzeit speisen fast 60 Anlagen in Deutschland Biomethan in das Erdgasnetz ein. Viele weitere Projekte sind in Planung und Bau. Diese Broschüre gibt einen Überblick sowohl über die einzelnen Schritte der Herstellung und Anwendung von Biomethan als auch über die Marktentwicklung und Rahmenbedingungen der Biogaseinspeisung in Deutschland. Nachfolgend werden die wesentlichen Vorzüge der Biogaseinspeisung kurz dargestellt. Aktiver Klimaschutz. Aus Biomasse gewonnenes Biomethan ersetzt fossiles Erdgas. Es kann somit den Ausstoß von Treibhausgasen verringern und einen wichtigen Beitrag für eine nachhaltige und umweltfreundliche Energiewirtschaft leisten. Bioenergieträger wie Biomethan setzen bei ihrer Nutzung nur soviel CO 2 frei, wie während des Wachstums der Pflanzen aus der Atmosphäre aufgenommen wurde. Dadurch kann im Idealfall eine klimaneutrale Nutzung erreicht werden. Weniger Importabhängigkeit. Etwa 97 Prozent des in der Bundesrepublik Deutschland verbrauchten Erdöls und über 85 Prozent des Erdgases werden importiert. Biomethan wird aus heimischen, nachwachsenden Rohstoffen und organischen Resten und Abfällen erzeugt. Nach seriösen Prognosen reicht die Rohstoffbasis aus, um bis 2030 ca. zehn Prozent des deutschen Erdgasverbrauchs durch Biomethan zu decken. Dies entspricht auch den Zielvorgaben der Bundesregierung. Damit können Erdgasimporte eingespart und gleichzeitig die Sicherheit der Energieversorgung signifikant erhöht werden. 4 B i o g a s P a r t n e r g e m e i n s a m E i n s p e i s e n

5 Einleitung. Regionale Entwicklung. Stabileres Energiesystem. Die Produktion von Biogas aus regionalen Ressourcen schafft Arbeitsplätze, vor allem in den Bereichen Landwirtschaft, Logistik, Ingenieurdienstleistungen und Anlagenbau. Dabei profitieren die Landwirte insbesondere von den neuen Absatzmärkten im Non-Food-Sektor, dessen Nachfrage für mehr Planungssicherheit sorgt und die Möglichkeit eines zweiten Standbeins eröffnet. Ökologische Verträglichkeit. In Biogasanlagen kann ein breites Spektrum an organischen Stoffen sowohl einzeln als auch in Kombination ( Multi-Feedstock ) eingesetzt werden, ohne dass dafür wesentliche technische Änderungen vorgenommen werden müssen. Typischerweise kommen dabei nicht nur Energiepflanzen zum Einsatz, sondern auch biogene Rest- und Abfallstoffe. Hierdurch lassen sich standortangepasste Lösungen entwickeln. Geschlossener Kreislauf. Biogas und Biomethan lassen sich konstant über das ganze Jahr hinweg erzeugen. Gülle, Mist und organische Abfälle der Lebensmittelverarbeitung fallen kontinuierlich an. Ebenso wird geerntete Biomasse in ausreichend dimensionierten Silos gelagert, um eine beständige Erzeugung von Biogas über das Jahr zu gewährleisten. Die Biogas- und Biomethanproduktion leistet damit einen wichtigen Beitrag für eine verlässliche und stabile Energieversorgung. So können beispielsweise über die Stromproduktion aus Biogas Schwankungen in der Strombereitstellung durch andere Erneuerbare-Energien-Technologien wie Windkraft und Photovoltaik ausgeglichen werden. Flexible Anwendung. Biomethan ist in seiner Anwendung so flexibel wie kein anderer erneuerbarer Energieträger. Zudem lässt es sich über die Einspeisung in das konventionelle Erdgasnetz wirtschaftlich und energieeffizient transportieren. So wird es allen Anwendern mit Gasnetzanschluss zugänglich und ermöglicht Verbrauchern einen einfachen Umstieg auf regenerativ erzeugtes Gas. Die Standorte von Biogasanlagen befinden sich stets in räumlicher Nähe zum Anbauort der Biomasse. Dadurch werden energieintensive Transporte von Energiepflanzen zur Biogasanlage und von Gärresten zurück auf die landwirtschaftlichen Nutzflächen auf das erforderliche Mindestmaß beschränkt. Der Gärrest wird als wertvoller Wirtschaftsdünger auf den landwirtschaftlichen Nutzflächen ausgebracht und reduziert den Einsatz von künstlich hergestellten Düngemitteln. In einer für Biogas optimierten Wertschöpfungskette werden alle entstehenden Nebenprodukte verwertet. Biomethan kann zur Strom- und Wärmeerzeugung in dezentralen Blockheizkraftwerken und zentralen Anlagen mit Kraft- Wärme-Kopplung, zur Wärmeerzeugung in hocheffizienten Gas-Brennwertheizungen sowie als regenerativer Kraftstoff in Erdgasfahrzeugen eingesetzt werden. Mit dem breiten, flexiblen Anwendungsspektrum erschließt sich eine Vielzahl potenzieller Kunden. Biomethan ist somit ein entscheidender Baustein auf dem Weg zu einer nachhaltigen Energieversorgung. 5

6 Das Projekt biogaspartner. Das Projekt biogaspartner. 1.1 Projektbeschreibung. Die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) hat in Zusammenarbeit mit Partnern aus der Wirtschaft das Projekt biogaspartner entwickelt. Im Rahmen des Projekts werden Marktakteure der gesamten Wertschöpfungskette Biogaseinspeisung zusammengebracht und in ihren Aktivitäten zur Marktgestaltung unterstützt. Die dena übernimmt dabei die Rolle des neutralen Moderators und stellt eine Plattform für die Informationsbeschaffung und -aufbereitung sowie deren nationale und internationale Verbreitung zur Verfügung. Das Projekt ergänzt durch seinen marktorientierten Ansatz die Zielsetzung der Bundesregierung, die Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz als einen festen Bestandteil des zukünftigen Energiemix zu etablieren. weitere Aktionsfelder der Biogaspartnerschaft. Sie schafft Transparenz über die für den weiteren Ausbau der Biogaseinspeisung erforderlichen politischen, wirtschaftlichen, ökologischen und technischen Rahmenbedingungen. Gleichzeitig ist aufgrund der zunehmend kontroversen Diskussion der Biomassenutzung die Kommunikation der Vorzüge der Biogaseinspeisung in Richtung externer Stakeholder Ziel des Arbeitsfelds Akzeptanz. Rahmenbedingungen. Die Rahmenbedingungen für die Biogaseinspeisung wurden durch die Umsetzung des Integrierten Energie- und Klimaprogramms (IEKP) der Bundesregierung neu festgelegt. Die am 3. September 2010 in Kraft getretene Änderung der Gasnetzzugangsverordnung bekräftigt als Ausbauziel die Erschließung eines Potenzials von 6 Mrd. Normkubikmetern Biogaseinspeisung im Jahr 2020 und 10 Mrd. Normkubikmetern im Jahr Dieses Ziel war erstmals 2008 formuliert worden. Des Weiteren regelt die Verordnung die Verantwortlichkeiten und Kostenverteilung zwischen Einspeiser und Netzbetreiber. Abbildung: Aktionsfelder der Biogaspartnerschaft. Kooperation schafft Wertschöpfung. Die Biogaseinspeisung bietet Wertschöpfung auf vielen Stufen: Biomassebereitstellung, Erzeugung, Aufbereitung, Vermarktung, Transport, Verteilung und Anwendung im Strom-, Wärme- und Transportsektor. Auf jeder der genannten Wertschöpfungsstufen bestehen Optimierungspotenziale technischer und wirtschaftlicher Natur. Zur Ausschöpfung dieser Potenziale wird branchenspezifisches Know-how gebraucht. Ein dynamisches Zusammenspiel der Akteure kann nicht nur die staatlichen Fördermechanismen besser greifen lassen, sondern beflügelt auch Investitionen und Innovationen. Neben der Förderung von Kooperationen sind Akzeptanz und Transparenz Da aufbereitetes und eingespeistes Biogas derzeit noch nicht konkurrenzfähig zu Erdgas ist, nutzt die Politik einen Instrumentenmix, um die entsprechenden Nachfragemärkte zu entwickeln. Einsatzfelder sind neben reinen Wärmeanwendungen die Kraft-Wärme-Kopplung und Stromvergütung auf Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) sowie der Einsatz in Erdgasfahrzeugen. Aufgrund der breiten Anwendungsmöglichkeiten lässt sich eine Vielzahl interessanter Geschäftsmodelle entwickeln. Mit steigenden Energiepreisen wird eingespeistes Biogas zunehmend konkurrenzfähig zu fossilem Erdgas. Durch die Gasnetzliberalisierung wird es in Kürze jedem Endverbraucher möglich sein, Biomethan von darauf spezialisierten Anbietern zu beziehen ähnlich den Grünstrom -Angeboten im Strommarkt. Zielsetzung 2020 eine Abschätzung. Die Zielsetzung von 6 Mrd. Normkubikmetern Biogaseinspeisung im Jahr 2020 erfordert den Neubau und Umbau 6 B i o g a s P a r t n e r g e m e i n s a m E i n s p e i s e n

7 Das Projekt biogaspartner. von ca mittelgroßen (700 Nm 3 /h) bzw kleineren (350 Nm 3 /h) Biomethananlagen. Bis zum Jahr 2020 würde dies je nach Anlagengröße einem jährlichen Zubau von ca Anlagen entsprechen. Nach vorsichtigen Schätzungen werden hierfür Investitionen in der Größenordnung von 12 Mrd. Euro in Anlagentechnik benötigt. Für die Rohstoffbereitstellung müssten dafür ca. 1,2 Mio. ha Anbaufläche im Jahr 2020 für Energiepflanzen bereit gestellt werden. 1.2 Die Unterstützer der Biogaspartnerschaft. Die Entwicklung des Markts für Biomethan erfordert eine partnerschaftliche Zusammenarbeit der Akteure entlang der Wertschöpfungskette Biogaseinspeisung. Die folgenden Unternehmen und Institutionen haben sich für diese Aufgabe im Projekt biogaspartner zusammengefunden: Abicon GmbH agri.capital GmbH ALENSYS Engineering GmbH Arcanum Energy BALANCE VNG Bioenergie GmbH Biogasrat e.v. BIS E.M.S. GmbH bmp greengas GmbH Böck Silosysteme GmbH Bundesindustrieverband Deutschland Haus-, Energie- und Umwelttechnik e.v. Bundesverband der Maschinenringe e.v. Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung e.v. Cirmac International bv cng services ltd Dalkia GmbH Deutsche Landwirtschafts-Gesellschaft e.v. Deutscher Bauernverband e.v. Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.v. Technisch-wissenschaftlicher Verein Deutsches BiomasseForschungsZentrum ggmbh DZ Bank AG E.ON Bioerdgas GmbH EnBW Vertrieb GmbH Enovos Luxembourg S.A. EnviTec Biogas AG erdgas schwaben gmbh Fachverband Biogas e.v. figawa e.v. Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES GASAG Berliner Gaswerke Aktiengesellschaft GREENFIELD Europe Haase Energietechnik AG & Co. KG juwi Bio GmbH keep it green gmbh KWS Saat AG Landwärme GmbH Mabagas GmbH & CoKG MT-BioMethan GmbH NAWARO BioEnergie AG N.V. Nederlandse Gasunie ÖKOBiT GmbH PlanET Biogastechnik GmbH PRIMAGAS GmbH Propan-Gesellschaft mbh ProTech Energiesysteme GmbH r. e Bioenergie GmbH Rechtsanwälte Schnutenhaus & Kollegen RES Projects GmbH RWE Vertrieb AG Städtische Werke AG Kassel STEAG GmbH Thüga Energie GmbH TÜV Nord Cert GmbH TÜV SÜD Industrie Service GmbH Viessmann Werke GmbH & Co. KG Volkswagen Aktiengesellschaft WELtec BioPower GmbH Windwärts Energie GmbH 7

8 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. 2.1 Marktentwicklung. Der deutsche Markt für die Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz ist noch jung. Die ersten beiden Biomethananlagen wurden Ende 2006 in Betrieb genommen. Im Jahr 2007 wurden weitere fünf Anlagen zugebaut. Ende 2010 waren ca. 45 Anlagen an das Gasnetz angeschlossen. Bis Ende 2011 werden nach derzeitigem Planungsstand über 100 Projekte mit einer stündlichen Einspeisung von Kubikmetern Biomethan am Netz sein. Über das Jahr betrachtet, lassen sich mit diesen Anlagen knapp 5 Mrd. kwh Biomethan erzeugen und einspeisen. Diese Menge reicht aus, um den für Heizung und Warmwasser benötigten Energieverbrauch von Vier-Personen-Haushalten mit einem Jahresverbauch von jeweils kwh Erdgas zu decken. Eingesetzt in Erdgasfahrzeugen könnten Erdgasfahrzeuge mit einer Laufleistung von km pro Jahr mit Biomethan versorgt werden. Die bisher realisierten und in Planung befindlichen Anlagen verteilen sich über das gesamte Bundesgebiet (Abbildung Seite 13). Während Brandenburg Spitzenreiter hinsichtlich der Einspeisekapazität ist, weist Niedersachsen eine konstant rege Planungs-und Bautätigkeit auf und führt hinsichtlich der Projektanzahl. Ein starkes Wachstum bis Ende 2012 steht zudem in Bayern, Nordrhein-Westfalen und Sachsen-Anhalt zu erwarten. Ort Gasaufbereitung Status Betriebsaufnahme Einspeisung Biomethan [m 3 /h] Aicha (Osterhofen) keine Angaben in Bau Aiterhofen / Niederbayern PSA in Betrieb Altena drucklose Aminwäsche in Planung Alteno Aminwäsche in Planung Altenstadt/Hessen BiogasVerstärker in Bau Altenstadt Schongau DWW in Betrieb Angermünde/Schmargendorf DWW in Betrieb Apensen drucklose Aminwäsche in Planung Arneburg Aminwäsche in Planung Arnschwang DWW in Betrieb Barsikow Aminwäsche in Bau Bergheim/Paffendorf keine Angaben in Planung/Bau Bergheim/Steinheim keine Angaben in Planung Berlin-Ruhleben Aminwäsche in Bau Blankenhain PSA in Bau Blaufelden - Emmertsbühl PSA in Betrieb Bliestal keine Angaben in Planung Borken / Münsterland keine Angaben in Planung Bruchhausen-Vilsen drucklose Aminwäsche in Betrieb Brunne DWW in Planung/Bau Burgrieden (bei Laupheim) PSA in Betrieb B i o g a s P a r t n e r g e m e i n s a m E i n s p e i s e n

9 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Ort Gasaufbereitung Status Betriebsaufnahme Einspeisung Biomethan [m 3 /h] Dannenberg Aminwäsche in Betrieb Dargun keine Angaben in Bau Darmstadt-Wixhausen DWW in Betrieb Dorsten DWW in Bau Drögennindorf drucklose Aminwäsche in Betrieb Ebsdorfergrund Aminwäsche in Bau Eggertshofen bei Freising drucklose Aminwäsche in Betrieb Eggolsheim keine Angaben in Planung Eich in Kallmünz keine Angaben in Betrieb Eimbeckhausen keine Angaben in Planung Einbeck drucklose Aminwäsche in Betrieb Erdeborn keine Angaben in Planung Ettlingen PSA in Betrieb Feldberg PSA in Planung Forchheim im Breisgau BiogasVerstärker in Betrieb Forst (Lausitz) keine Angaben in Planung Fürth/Seckendorf DWW in Planung Gangkofen PSA in Planung Güterglück PSA in Betrieb Godenstedt drucklose Aminwäsche in Betrieb Gollhofen-Ippesheim keine Angaben in Bau Graben/Lechfeld PSA in Betrieb Grabsleben drucklose Aminwäsche in Betrieb Gröden drucklose Aminwäsche in Planung/Bau Groß Kelle drucklose Aminwäsche in Bau Guben keine Angaben in Planung Güstrow DWW in Betrieb Hahnennest BiogasVerstärker in Planung Haldensleben Aminwäsche in Planung Hamburg Aminwäsche in Betrieb Hankensbüttel keine Angaben in Planung Hardegsen drucklose Aminwäsche in Betrieb Heidenau drucklose Aminwäsche in Planung Heitersheim/Breisgau keine Angaben in Planung Hellerwald / Boppard keine Angaben in Planung Holleben II DWW in Bau Homburg/Efze keine Angaben in Betrieb

10 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Ort Gasaufbereitung Status Betriebsaufnahme Einspeisung Biomethan [m 3 /h] Horn - Bad Meinberg drucklose Aminwäsche in Betrieb Industriepark Höchst keine Angaben in Bau Jürgenshagen drucklose Aminwäsche in Bau Karft drucklose Aminwäsche in Planung Kerpen PSA in Betrieb Ketzin PSA in Betrieb Kißlegg-Rahmhaus Membrantechnologie in Betrieb Kleinlüder bei Fulda keine Angaben in Bau Klein Schulzendorf PSA in Planung Klein Wanzleben keine Angaben in Bau Könnern 1 DWW in Betrieb Könnern 2 Aminwäsche in Betrieb Lanken / Wotersen keine Angaben in Betrieb 2009 Lehma BiogasVerstärker in Bau Lüchow DWW in Betrieb Malstedt drucklose Aminwäsche in Betrieb Maihingen DWW in Betrieb Marienthal drucklose Aminwäsche in Planung Marktoffingen DWW in Planung Merzig BiogasVerstärker in Betrieb Müden/Aller drucklose Aminwäsche in Planung Mühlacker PSA in Betrieb Neukammer 2 keine Angaben in Betrieb Neuss am Niederrhein Aminwäsche in Betrieb Neu-Ulrichstein keine Angaben gestoppt 460 Niederndodeleben DWW in Betrieb Oberriexingen drucklose Aminwäsche in Bau Oschatz PSA in Bau Ottersberg DWW in Planung Palmersheim-Euskirchen BiogasVerstärker in Betrieb Pliening PSA in Betrieb Pohlsche Heide PSA in Betrieb Rathenow BiogasVerstärker in Betrieb Rätzlingen keine Angaben in Planung Rhede Aminwäsche in Betrieb Röblingen am See DWW in Bau Ronnenberg BiogasVerstärker in Betrieb B i o g a s P a r t n e r g e m e i n s a m E i n s p e i s e n

11 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Ort Gasaufbereitung Status Betriebsaufnahme Einspeisung Biomethan [m 3 /h] Rosche drucklose Aminwäsche in Planung Roßwein/Haßlau keine Angaben in Bau Sachsendorf DWW in Bau Sagard (Rügen) keine Angaben in Planung Schöpstal BiogasVerstärker in Bau Schuby DWW in Bau Schwandorf II PSA in Betrieb Schwarme DWW in Planung Schwedt Aminwäsche in Betrieb Schwedt (2. Ausbaustufe) Aminwäsche in Bau Schwedt (Neuer Hafen) drucklose Aminwäsche in Bau Seehausen Aminwäsche in Planung Semd (Groß Umstadt) DWW in Betrieb Sittensen drucklose Aminwäsche in Planung Staßfurt (vorher Glöthe) Aminwäsche in Planung Straelen PSA in Betrieb Stresow DWW in Bau Südlohn keine Angaben in Planung Tangstedt/Bützberg keine Angaben in Planung Tuningen Aminwäsche in Betrieb Unsleben drucklose Aminwäsche in Betrieb Werlte PSA in Betrieb Wetschen DWW in Betrieb Willingshausen/Ransbach DWW in Betrieb Wittenburg keine Angaben in Planung Wolnzach (Hallertau) keine Angaben in Bau Wriezen PSA in Betrieb Wunstorf keine Angaben in Planung Wüsting keine Angaben in Betrieb Zeven drucklose Aminwäsche in Betrieb Zittau keine Angaben in Bau Zörbig Aminwäsche in Betrieb Zörbig (2. Ausbaustufe) Aminwäsche in Bau Zschornewitz keine Angaben in Planung Zülpich DWW in Planung Tabelle: Anlagen zur Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz (Stand Juli 2011). Eine regelmäßig aktualisierte Übersicht ist unter einsehbar. 11

12 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Durch die im Jahr 2008 stattgefundene durchgeführte gesetzliche Festlegung wesentlicher Rahmen- und Förderbedingungen zur Biomethaneinspeisung (siehe Seite 22) wird mittelfristig mit einem deutlichen Anlagenzubau gerechnet. Auf Seiten der Nachfrage von Biomethan sind prinzipiell drei Absatzmärkte relevant: Biomethan zur Stromerzeugung in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) Biomethan als Beimischung zu Erdgas Biomethan als Kraftstoff im Verkehrssektor Biomethan zur Stromerzeugung in KWK.. Die Gesetzgebung der Bundesregierung zielt darauf ab, Biomethan aus Aspekten des Klimaschutzes vornehmlich zur Stromerzeugung in KWK zu nutzen. Wesentliches Instrument hierfür ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), welches den Einsatz von Biomethan in KWK mit festen Vergütungssätzen für den daraus erzeugten und eingespeisten Strom fördert. Mittelfristig wird der EEG-Markt als der Leitmarkt für Biomethan gesehen, da auf Basis der staatlich garantierten Vergütungssätze über 20 Jahre Sicherheit für private Investoren gegeben ist. Risikofaktor bleibt insbesondere die Preisentwicklung der Einsatzstoffe (Substrate). Steigende Rohstoffpreise können aufgrund der feststehenden Vergütungssätze nicht kompensiert werden und wirken sich direkt auf die Wirtschaftlichkeit der Projekte aus. Biomethan als Beimischung zu Erdgas. Biomethan in Beimischungen zu fossilem Erdgas wird von einzelnen Gasversorgern bereits in Mischungsverhältnissen von 5 bis 30 Prozent angeboten. Neben dem Erneuerbare-Energien- Wärmegesetz für Neubauten auf Bundesebene werden letzere Angebote insbesondere in Baden-Württemberg zur Erfüllung der Auflagen des Erneuerbare-Wärme-Gesetzes Baden-Württemberg vertrieben. Vor dem Hintergrund der Ausweitung dieser Landesregelung auf den Altbaubestand seit 2010 ist in diesem Segment eine steigende Nachfrage zu beobachten. Andere Bundesländer haben die Übernahme ähnlicher Regelungen angedeutet. Mittels der bestehenden Infrastruktur der Gasversorgung und der existierenden Gasheizungen kann damit kurzfristig ein bedeutender Anteil an CO 2 -Reduktion erzielt werden. Im Bereich des bundesweiten Absatzes von Biomethanprodukten ist ebenfalls mit einem steigenden Absatz zu rechnen. Ähnlich den Grünstrom -Angeboten im Stromsektor besteht bei privaten Endkunden eine prinzipielle Bereitschaft, für Beimischungen von Biomethan zu Erdgas einen Aufpreis zu zahlen. Es gibt bereits etliche überregionale Erdgasversorger, die entsprechende Ökogas -Produkte entwickelt haben und anbieten. Biomethaneinsatz im Verkehrssektor.. Biomethan kann wie Erdgas als Kraftstoff für Erdgasfahrzeuge genutzt werden. Über die Gasnetzeinspeisung kann es an den in Deutschland bestehenden Gastankstellen verkauft werden und fossile Kraftstoffe ersetzen. Prinzipiell ist Biomethan gegenüber anderen Biokraftstoffen als hocheffizienter Kraftstoff mit einem hohen spezifischen Flächenertrag einzustufen. Aus wissenschaftlich-technischer Sicht ist Biomethan daher eine der vielversprechendsten Alternativen, um Biomasse im Fahrzeugsektor nachhaltig zu verwenden. Die Nachfrage in diesem Sektor hängt jedoch maßgeblich von der Entwicklung der Verbreitung von Erdgasfahrzeugen ab. Derzeit gibt es ca Erdgasfahrzeuge in Deutschland. 12 B i o g a s P a r t n e r g e m e i n s a m E i n s p e i s e n

13 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Kiel Düsseldorf Bremen Hamburg Hannover Erfurt 19 Schwerin Magdeburg Berlin Potsdam Dresden 39 Wiesbaden 50 Mainz Saarbrücken Stuttgart München Abbildung: Geografische Verteilung von Biomethananlagen in Deutschland. 1 Aiterhofen / Niederbayern 2 Altenstadt Schongau 3 Angermünde/Schmargendorf 4 Arnschwang 5 Blaufelden - Emmertsbühl 6 Bruchhausen-Vilsen 7 Burgrieden (bei Laupheim) 8 Dannenberg 9 Darmstadt-Wixhausen 10 Drögennindorf 11 Eggertshofen bei Freising 12 Eich in Kallmünz 13 Einbeck 14 Ettlingen 15 Forchheim im Breisgau 16 Güterglück 17 Godenstedt 18 Graben/Lechfeld 19 Grabsleben 20 Güstrow 21 Hamburg 22 Hardegsen 23 Homburg/Efze 24 Horn Bad Meinberg 25 Kerpen 26 Ketzin 27 Kißlegg-Rahmhaus 28 Könnern 1 29 Könnern 2 30 Lanken/ Wotersen 31 Lüchow 32 Malstedt 33 Maihingen 34 Merzig 35 Mühlacker 36 Neukammer 2 37 Neuss am Niederrhein 38 Niederndodeleben 39 Palmersheim-Euskirchen 40 Pliening 41 Pohlsche Heide 42 Rathenow 43 Rhede 44 Ronnenberg 45 Schwandorf II 46 Schwedt 47 Semd (Groß Umstadt) 48 Straelen 49 Tuningen 50 Unsleben 51 Werlte 52 Wetschen 53 Willingshausen/Ransbach 54 Wriezen 55 Wüsting 56 Zeven 57 Zörbig 13

14 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. 2.2 Projektbeispiele. Altenstadt/Schongau Bergheim-Paffendorf Region Bayern Region Nordrhein-Westfalen Anlagenstandort Altenstadt/Schongau Anlagenstandort Bergheim/Paffendorf Betriebsaufnahme 2009 Einspeiseleistung 690 m 3 /h Betriebsaufnahme 2012 Einspeiseleistung 600 Nm 3 /h Einspeisekapazität 66 Mio. kwh p. a. Einspeisekapazität 46 Mio. kwh p.a. Aufbereitung DWW Aufbereitung k. A. Gasqualität vor Ort Erdgas H Gasqualität vor Ort Erdgas L Druckstufe 4 bar Druckstufe k. A. Rohstoffe t/a gewerbliche Abfälle Rohstoffe t/a Mais- und Ganzpflanzensilage (Roggen, Gerste) Die Biogasanlage in Altenstadt ist 2001 in Betrieb gegangen wurde das BHKW vor Ort stillgelegt. Seitdem wird das Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet und in das Erdgasnetz eingespeist. In der Anlage werden jährlich ca t biologische Abfälle zu Biogas vergoren, u. a. überlagerte Lebensmittel, Reststoffe aus Käsereien/Molkereien, Schlachtabfälle und Biomüll. Die Einsatzstoffe werden in 8 Fermentern mit einem Fassungsvermögen von insgesamt m 3 zu Biogas vergoren. Die gesamte erzeute Bioerdgasmenge wird in das Verteilnetz der schwaben netz gmbh eingespeist. Ein mit Bioerdgas betriebener Brennwertkessel erzeugt die Wärme, die für die Fermenterbeheizung erforderlich ist. Auf dem Betriebsgelände der Biogasanlage wurde eine Erdgastankstelle errichtet, an der die firmeneigenen Erdgasfahrzeuge mit Bioerdgas betankt werden. Da das Bioerdgas aus biologischen Abfallstoffen erzeugt wird, kann es zu günstigen Preisen angeboten werden. Es eignet sich daher nicht nur für den Einsatz in BHKW-Anlagen, sondern vor allem auch für Heizzwecke. erdgas schwaben bietet zwei Tarifmodelle an: Bio 100 und Bio 20. Damit können die Kunden ihren Heizenergiebedarf zu 100 Prozent oder 20 Prozent mit CO 2 -neutralem Bioerdgas decken. Investitionsvolumen ca. 10 Mio. Euro Die RWE Innogy plant in Bergheim-Paffendorf bei Köln eine Anlage mit einer Biomethaneinspeisung von ca. 600 Nm 3 pro Stunde. Über das Jahr sollen ca. 46 Mio. kwh eingepeist werden. Einsatzstoffe sind Maissilage und Getreideganzpflanzen. Zudem plant RWE Innogy den Einsatz weiterer Substrate, so z. B. Gülle oder Zuckerrüben. Die insgesamt benötigten t werden in Kooperation mit lokalen Landwirten bereitgestellt. Das aufbereitete Biogas wird in dezentralen Kraft-Wärme-Kopplungs-Standorten genutzt. Das Investitionsvolumen beträgt ca. 10 Mio. Euro. Das Projekt befindet sich derzeit in der Entwicklung. Die Inbetriebnahme soll 2012 erfolgen. Eine ähnliche Anlage betreibt RWE bereits seit 2009 im ostdeutschen Güterglück. Das Projekt Altenstadt/Schongau wurde im Jahr 2009 als Biogaspartnerschaft des Jahres ausgezeichnet. 14 B i o g a s P a r t n e r g e m e i n s a m E i n s p e i s e n

15 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Biogas Pool 1 für Stadtwerke Darmstadt-Wixhausen Region Niedersachsen Region Südhessen Anlagenstandort u. a. Bruchhausen-Vilsen und Malstedt Anlagenstandort Darmstadt-Wixhausen Betriebsaufnahme 2011 Einspeiseleistung insgesamt Nm 3 /h Betriebsaufnahme 2008 Einspeiseleistung 148 Nm 3 /h Einspeisekapazität insgesamt 132 Mio. kwh/a Einspeisekapazität 12 Mio. kwh p. a. Aufbereitung Drucklose Aminwäsche Aufbereitung DWW Gasqualität vor Ort Erdgas H und L Gasqualität vor Ort Erdgas H Druckstufe 1 bar oder 70 bar (je nach Standort) Druckstufe 16 bar Rohstoffe Mais, teilweise Gülle Rohstoffe t/a NawaRo (überwiegend Maissilage und Roggenschrot) und Gülle Das Geschäftskonzept Biogas Pool 1 für Stadtwerke des Unternehmens ARCANUM Energy stellt eine innovative Alternative in der Marktentwicklung der Biogaseinspeisung dar. Der Biogas Pool ermöglicht Stadtwerken einen langfristig gesicherten Bezug von Biogas, ohne selbst in die Rohbiogas-Produktion zu investieren. Die Investition in die Biogasanlage tätigen Landwirte, die sich auf diesem Weg als Energiewirte ein zusätzliches Geschäftsfeld erschließen. Die Landwirte sorgen für die langfristige Substratbereitstellung und betreiben die Biogasanlage zur Erzeugung von Rohbiogas. Auf diese Weise wird eine klare Schnittstelle zwischen Rohgasproduktion und Gasaufbereitung definiert, vor allem deswegen, da die Technologie der Gaswirtschaft nicht Kernkompetenz der Landwirtschaft ist. Durch die Gründung eines Biogas Pools investieren mehrere Stadtwerke gemeinsam in die Aufbereitung und Einspeisung von Biogas, wodurch Synergien entstehen, die eine effiziente und risikomindernde Nutzung von Biogas zulassen. Dieser Pooleffekt ermöglicht einen flexiblen und individuellen Bezug von Biogasmengen. Eine hohe Planungs- und Finanzierungssicherheit, u. a. auf Basis klar definierter und fairer Rohbiogas- Lieferverträge, kann dadurch gewährleistet werden. Investitionsvolumen 3,5 Mio. Euro Im April 2008 wurde Hessens erste Biomethananlage in Betrieb genommen. Die 3,5 Mio. Euro teure Anlage in Darmstadt- Wixhausen bereitet pro Stunde etwa 300 m 3 Biogas zu Erdgasqualität auf. Über das Jahr werden damit ca. 2,5 Mio. m 3 Biogas aufbereitet und eingespeist. Damit können ca. 650 Einfamilienhäuser mit Biomethan versorgt werden. Die Anlagentechnik des hessischen Pilotprojekts stammt von der Firma ÖKOBiT GmbH. Für die Aufbereitung kommt eine Druckwasserwäsche zum Einsatz. Die Anlagendimensionierung und Einspeisetechnik wurde an die örtlichen Gegebenheiten (dichte Besiedelung, wenig Ackerflächen) angepasst. Durch das innovative Konzept kann trotz einer verhältnismäßig geringen Anlagenleistung eine hohe Effektivität erreicht werden. Landwirte aus der Region liefern die jährlich benötigten t nachwachsenden Rohstoffe insbesondere Maissilage und Roggenschrot und Gülle. Pro Tonne NawaRo erzeugt die Anlage etwa 200 m 3 Biogas. 15

16 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Güstrow Homberg (Efze) Region Mecklenburg-Vorpommern Region Hessen Anlagenstandort Güstrow Anlagenstandort Homberg (Efze) Betriebsaufnahme 2009 Betriebsaufnahme 2010 Einspeiseleistung Nm 3 /h Einspeisekapazität 460 Mio. kwh p. a. Einspeiseleistung Einspeisekapazität 350 Nm 3 p.a. 30 Mio. kwh p.a. Aufbereitung DWW Aufbereitung DWW Gasqualität vor Ort Erdgas H Gasqualität vor Ort Erdgas H Druckstufe 25 bar Druckstufe vor Ort 7 bar Rohstoffe Investitionsvolumen NawaRo ca. 100 Mio. Euro Rohstoffe t/a Mais, t/a Rindergülle; t/a Grassilage; t/a Ganzpflanzensilage (GPS) Etwa 40 Kilometer südlich von Rostock hat die NAWARO Bio- Energie AG im Juni 2009 das derzeit deutschlandweit größte Projekt zur Einspeisung von Biogas in Betrieb genommen. Seit der Fertigstellung Anfang 2010 werden pro Jahr 46 Mio. Kubikmeter aufbereitetes Biogas eingespeist. Als Inputstoffe kommen vor allem nachwachsende Rohstoffe zum Einsatz. Um die jährlich erforderlichen Substrate bereitzustellen, ist eine Agrarfläche von ca ha erforderlich. Nach erfolgter Aufbereitung werden bei voller Auslastung ca Nm 3 Biomethan pro Stunde in das Netz eingespeist. Hauptabnehmer des eingespeisten Gases ist die VNG Verbundnetz Gas AG. Mit der eingespeisten Menge an Biomethan können in Kraft- Wärme-Kopplung ca. 160 Mio. kwh Strom und 180 Mio. kwh Wärme pro Jahr produziert werden. Die in den anfallenden Gärresten ( t/a) verbliebene Biomasse wird in einer weiteren Verarbeitungsstufe abgepresst, der verbleibende Presssaft wird in einer aufwändigen Filteranlage zu Flüssigdünger aufkonzentriert und beide Produkte, Presskuchen und Flüssigdünger, nutzen die umliegenden landwirtschaftlichen Betriebe im Ackerbau. Investitionsvolumen 8,5 Mio. Euro In der Biogasanlage werden ausschließlich Nachwachsende Rohstoffe (NawaRo) verarbeitet. Diese setzen sich überwiegend aus Mais sowie Wirtschaftsdünger (Gülle, Mist) zusammen. Es werden über 30 Prozent Gülleanteil an der Gesamtmenge eingesetzt. Somit wird sichergestellt, dass aus dem Großteil des regional anfallenden Wirtschaftsdüngers noch Energie erzeugt wird. Die angebauten Rohstoffe unterliegen einer strikten Fruchtfolge und werden von Landwirten produziert, die Gesellschafter an der Biogasgesellschaft Biogas Homberg GmbH & Co. KG sind. Dadurch wird die langfristige Rohstoffversorgung ebenso wie die Rohstoffqualität gewährleistet. Neben der BHKW-Abwärme wird auch die Kompressionsabwärme der Druckwasserwäsche zur Deckung des Spitzenwärmebedarfs der Fermenter genutzt. Der eingesetzte Strom für den Betrieb der Druckwasserwäsche wird von der Städtische Werke AG beschafft und aus regenerativen Energien (Wasserkraft) produziert. Dadurch wird sichergestellt, dass nahezu für die gesamte Produktion des Biomethans ausschließlich erneuerbare Energien eingesetzt werden. Die Städtische Werke AG nimmt das aufbereitete Biomethan ab und speist es in das öffentliche Erdgasnetz ein. Der Kasseler Energieversorger transportiert das Biomethan und verwertet es an BHKW-Standorten, wo die Wärme ganzjährig genutzt werden kann, beispielsweise in Schwimmbädern, Kliniken und anderen Industrieunternehmen. 16 B i o g a s P a r t n e r g e m e i n s a m E i n s p e i s e n

17 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Kißlegg-Rahmhaus Region Baden-Württemberg Anlagenstandort Kißlegg-Rahmhaus Betriebsaufnahme 2010 Die Gasreinigung nutzt erstmals in Deutschland die Membrantechnik, um das Kohlendioxid vom Rohbiogas abzuscheiden. Unter hohem Druck durchdringen nur die Kohlendioxidmoleküle die Membranpolymere, während das Methan im Produktgasstrom aufkonzentriert wird. Einspeiseleistung Einspeisekapazität Aufbereitung 330 Nm3/h 26 Mio. kwh p.a. Membrantechnik Auf Basis eines zweistufigen Membran-Trennprozesses können erstmals der Methananteil im Offgasstrom und damit die auskoppelbare Wärmeleistung genau voreingestellt werden. Gasqualität vor Ort Druckstufe vor Ort Rohstoffe Investitionsvolumen Erdgas H 8 bar Biogene Reststoffe, Speisereste, überlagerte Lebensmittel 2,8 Mio. Euro Das Projekt Kißlegg-Rahmhaus erhielt im Rahmen des Wettbewerbs Biogaspartnerschaft des Jahres 2010 einen Sonderpreis für den Einsatz innovativer Membrantechnologie zur Gasaufbereitung. Biomethannutzung und Vermarktung. Das Biomethan wird mit Hilfe eines Einspeiseverdichters in das PN70-Hochdrucknetz der Thüga Energienetze eingespeist. Da am Einspeisepunkt die Fließrichtung konstant bleibt, konnte in Abstimmung mit den Eichbehörden ein neuer Brennwertbezirk eingerichtet und damit auf eine Konditionierung des Bioerdgases vollständig verzichtet werden. Die vom Rohbiogaserzeuger BRV gelieferten Mengen werden zu 100 Prozent aufbereitet und eingespeist. Rostoffproduktion und Logistik. Die Biologische Reststoffverwertung GmbH verwertet in Kißlegg-Rahmhaus Lebensmittel, die nicht mehr für den Verzehr bestimmt sind, wie z.b. Speise- und Fettreste, sowie überlagerte Lebensmittel entsprechend der Positivliste der Biomasseverordnung. Das Biomethan steht allen Nutzungspfaden (Heizwärme, KWK, Kraftstoff) offen. Aktuell werden von der Thüga Energie sowohl Gas- bzw. Wärmekunden über Erdgas-Biogas-Mischprodukte, 100%-Biogaskunden und gewerblich-industrielle Kunden sowie Erdgastankstellen beliefert. Teilmengen wurden auf Großhandelsebene vertrieben. Die Einsatzstoffe durchlaufen einen konventionellen Aufbereitungsprozess für biogene Reststoffe, d.h. sie werden getrocknet, zerkleinert, hygienisiert und schließlich mittels Vergärungsprozess methanisiert. Dabei entsteht ein Rohbiogasgemisch mit einem Methangehalt von 60 Prozent bis 70 Prozent. Die Einsatzstoffe werden von der BRV aus der Region, aber auch überregional mittels Lkw, antransportiert. Anlagendaten und technische Kennwerte. Die seit Mitte der 1990er Jahre bestehende Biogasanlage nimmt jährlich rund t Reststoffe auf. Die Fermenter bzw. Nachgärer sind zum Teil unterflur, zum Teil oberirdisch errichtet. Vor Errichtung der Gasaufbereitungsanlage wurde das Rohbiogas in mehreren BHKW-Modulen mit einer elektrischen Gesamtleistung von rund 1 MW el verstromt. Die erzeugte Wärme (knapp 2 MW th ) wurde nur zu einem Bruchteil zur Gebäudeheizung genutzt und überwiegend rückgekühlt. In der Gasreinigung wird das Rohbiogas in einen methanreichen Produktgasstrom und einen CO 2 -reichen Offgasstrom aufgeteilt. Der Offgasstrom wird über eine Nachverbrennungsanlage (e-flox) geführt, um die enthaltenen Methanreste zu oxidieren. Die dabei entstehende Abwärme wird ausgekoppelt und dem Biogaserzeugungsprozess (Fermenterheizung) zugeführt. Kooperationsmodell der Partner. Die BRV stellt ihr Grundstück für die Errichtung und den Betrieb der Aufbereitungsanlage zur Verfügung und beliefert die Thüga Energie mit Rohbiogas. Die Thüga Energie bereitet das Rohbiogas auf Erdgasqualität, speist es in das Netz der Thüga Energienetze ein und trägt das Vermarktungsrisiko. Die Thüga Energienetze errichtete und betreibt den Netzanschluss einschließlich Einspeiseverdichter, und betreibt die Aufbereitungsanlage im Auftrag der Thüga Energie. Standortbezogenheit und Einbindung externer Stakeholder. Die BRV erzeugt seit Mitte der 1990er Jahre Biogas aus biogenen Reststoffen und nutzt dieses mittels Direktverstromung weitgehend ohne Wärmenutzung vor Ort. Da somit langjährige Betriebserfahrungen hinsichtlich der Biogaserzeugung aus Reststoffen vorlagen und gleichzeitig die Gesamteffizienz wegen der fehlenden Wärmenutzung ein großes Optimierungspotenzial aufwies, bot sich damit die Planung eines Aufbereitungs- und Einspeiseprojekts an. Sowohl die regionale Genehmigungsbehörde als auch die Landesenergieaufsicht wurden in die Planungen mit einbezogen. Zu markanten Meilensteinen (Vertragsunterzeichnung, Spatenstich, Einweihung) wurden Informationsveranstaltungen durchgeführt und die Presse informiert. 17

18 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Könnern I Könnern II Region Sachsen-Anhalt Region Sachsen-Anhalt Anlagenstandort Könnern Anlagenstandort Könnern Betriebsaufnahme 2007 Betriebsaufnahme 2009 Einspeiseleistung 650 Nm 3 /h Einspeiseleistung Nm 3 Biomethan/h Einspeisekapazität 42 Mio. kwh p. a. Einspeisekapazität ca. 160 Mio. kwh p. a. Aufbereitung DWW Aufbereitung Aminwäsche Gasqualität vor Ort Erdgas H Gasqualität vor Ort Erdgas H Druckstufe 16 bar Druckstufe 16 bar Rohstoffe Investitionsvolumen t/a Maissilage, t/a Gülle, t/a Getreide p. a. 9,5 Mio. Euro (7,5 Mio. Biogasanlage, 2 Mio. Aufbereitung) Rohstoffe Investitionsvolumen t/a NawaRo t/a Gülle m 3 Abwässer aus der Silagelagerung ca. 35 Mio. Euro Die Ende 2007 in Betrieb gegangene Anlage speist in Könnern bei Halle Biomethan in das Erdgasnetz ein. Es werden pro Jahr ca Tonnen Rohstoffe verarbeitet, davon Tonnen Maissilage, Tonnen Gülle und Tonnen Getreide. Die Anlieferung der Gärsubstrate erfolgt über LKW und landwirtschaftliche Nutzfahrzeuge. Insgesamt werden im Jahr 42 Mio. kwh Biomethan produziert und in das Netz gespeist. Der Gärrest dient als Flüssigdünger. Anlagenbetreiber ist die agri.capital GmbH. Die Aufbereitungstechnik ist eine Druckwasserwäsche. Um den Brennwert des Biomethans von ca. 10,45 kwh/nm 3 auf den mittleren Brennwert des vor Ort vorhandenen Erdgas H- Netzes mit 11,45 kwh/nm 3 anzuheben, wird Flüssiggas beigemischt. Die Einspeisung findet in das ca. 200 Meter entfernte Gasnetz des Regionalgasversorgers statt. Das Biomethan wird an KWK- Anlagenbetreiber, private Haushaltskunden sowie Erdgastankstellen vermarktet. Als Rohstoffe kommen in dem 2009 errichteten Projekt Könnern II nur NawaRos gemäß der Definition des EEG zum Einsatz. Die genaue Zusammensetzung kann je nach Substratpreisen pro Jahr schwanken. Als Kernsubstrat wird jedoch über langfristige Lieferverträge mit örtlichen Landwirten gesicherte Maissilage eingesetzt. Die Silierung erfolgt vor Ort in einer entsprechend großen Fahrsiloanlage. So werden die aus den Fahrbewegungen resultierenden Belastungen für Anlieger und Nachbarn auf einen kurzen Zeitpunkt zur Erntezeit reduziert. Die Produktion der Substrate erfolgt in der örtlichen Landwirtschaft. Die Biogasproduktion besteht aus 4 Modulen mit je 4 Fermentern mit einem Volumen von je m 3. Die Gasaufbereitung erfolgt in einer Gaswäsche auf Aminlösungsbasis mit einer Maximalleistung von Nm 3 Biorohgas, einem Aufbereitungsgrad von min. 98 Prozent und minimalem Methanschlupf. Die Projektentwicklung verantwortete die WELtec BioPower GmbH. Das erzeugte Bioerdgas wird zu 100 Prozent in das Gasnetz der Mitgas eingespeist und über die E.ON Ruhrgas AG im Endkundenmarkt, an Tankstellen sowie in BHKWs eingesetzt. 18 B i o g a s P a r t n e r g e m e i n s a m E i n s p e i s e n

19 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Maihingen Rathenow Region Bayern Region Brandenburg Anlagenstandort Maihingen Anlagenstandort Rathenow-Heidefeld Betriebsaufnahme 2008 Einspeiseleistung 560 m 3 /h Einspeisekapazität 50 Mio. kwh p. a. Betriebsaufnahme 2009 Einspeiseleistung 520 Nm 3 /h Einspeisekapazität 44 Mio. kwh p. a. Aufbereitung DWW Aufbereitung BiogasVerstärker Gasqualität vor Ort Erdgas H Gasqualität vor Ort Erdgas H Druckstufe 10 bar Druckstufe 8-9 bar (PN 16 bar) Rohstoffe Maissilage t/a, Kleegras t/a, Gras t/a, Ganzpflanzensilage t/a Rohstoffe t/a Roggen- und Maissilage, Getreidekorn, Rinder- und Schweinegülle Investitionsvolumen 9 Mio. Euro Die erste Ausbaustufe der Biogasanlage in Maihingen wurde 1999 errichtet. Die Leistung der Anlage beträgt ca. 237 m 3 /h. Im Jahr 2004 wurde die Anlage um einen weiteren Fermenter mit einer Leistung von 375 m 3 /h erweitert. Der Endausbau der Biogaserzeugungsanlage erfolgte 2008 mit einem Fermenter, der ca. 500 m 3 /h Rohbiogas erzeugt. Die Biogaserzeugungsanlage wird von Landwirten aus der Region betrieben. Die erdgas schwaben gmbh errichtete und betreibt die Aufbereitungs- und Einspeiseanlage. Zur Aufbereitung wurde das Verfahren der Druckwasserwäsche (DWW) eingesetzt. Das Biomethan verlässt die DWW mit einem Druck von ca. 6 bar und einem Brennwert von 10,7 kwh/m 3. Der Brennwert muss mit Flüssiggas angehoben werden. Für die Einspeisung ins Erdgasnetz musste eine 4 km lange Gasleitung von der Aufbereitungsanlage bis zum Einspeisepunkt verlegt werden. Das Biomethan wird in ein Gasnetz (DP 10) eingespeist. Der Betriebsdruck im Gasnetz beträgt ca. 6 bar. Am Standort der Aufbereitungsanlage ist kein Verdichter erforderlich, nur in den Sommermonaten muss eine Teilmenge des Biomethans über eine Verdichterstation in das vorgelagerte Netz (DP 67,5) gespeist werden. Das Abgas aus der DWW enthält Reste von Methan und Schwefelwasserstoff. Diese werden mittels thermischer Oxidation nachbehandelt. Die Rathenower Anlage ist die erste von bis zu 10 Biogasanlagen mit Gasaufbereitung und Einspeisung, die von der GASAG Berliner Gaswerke AG und deren Beteiligungsgesellschaft der EMB Energie Mark Brandenburg GmbH nach eigenen Angaben bis 2015 gebaut werden sollen. Gegenwärtig befinden sich bereits 2 weitere Projekte in der Realisierung. Für die jährliche Produktion von 44 Mio. kwh Biomethan werden t Inputstoffe wie Roggen- und Maissilage, Getreidekorn sowie Rinder- und Schweinegülle eingesetzt. Vorraussichtlich ha Anbaufläche werden für die Energiepflanzenproduktion benötigt. Die Aufbereitung des Biogases zu Erdgas erfolgt mittels physikalischer Wäsche in einem BiogasVerstärker der Firma HAASE Energietechnik AG & Co. KG. Die gesamten Anlagenkosten belaufen sich auf etwa 9 Mio. Euro. Seit dem Jahr 2010 wird das Biomethan in das Gasnetz der EMB GmbH eingespeist. Nach derzeitiger Planung wird der überwiegende Teil des Biomethans an die 13 Erdgastankstellen der GASAG AG mit 23 Mio. kwh Biomethan geliefert, was etwa einem Drittel des heutigen Absatzes von 72 Mio. kwh entspricht. Weitere Abnehmer sind Stadtwerke, die das Biomethan in Kraft-Wärme-Kopplung nutzen wollen, und Privatkunden eines neu aufgelegten Biomethanprodukts. 19

20 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Rhede/Westfalen Region Anlagenstandort Betriebsaufnahme 2010 Nordrhein-Westfalen Rhede/Westfalen Einspeiseleistung 590 Nm 3 /h Einspeisekapazität Aufbereitung Gasqualität vor Ort Druckstufe vor Ort Rohstoffe Investitionsvolumen 55 Mio. kwh p.a. Aminwäsche Erdgas H 900 mbar Überwiegend Rindergülle und Glycerin Ca. 1,5 Mio. (nur Gasaufbereitung, Biogaserzeugung existiert seit 1980) Das Projekt Rhede/Westfalen wurde im Jahr 2010 als Biogaspartnerschaft des Jahres ausgezeichnet. Rohstoffproduktion und Logistik. Die Rohstoffbasis der Biogaserzeugung setzt sich aus drei Hauptkomponenten zusammen. Zunächst wird Rindergülle aus dem eigenen landwirtschaftlichen Betrieb eingesetzt. Die mengenmäßig größte Bedeutung hat der Einsatz von Glycerin, das im benachbarten Ort Südlohn als Nebenprodukt bei der Herstellung von Biodiesel aus Altfetten anfällt. Darüber hinaus werden auch weitere Nebenprodukte aus der Biodieselproduktion eingesetzt. Die Anlieferung des Glycerins erfolgt mit Silotankwagen, aus denen die Stoffe direkt in Vorlagebehälter gepumpt werden. Somit werden die Rohstoffe mit einer hohen Energiedichte über kurze Distanzen transportiert. Die anfallenden Gärreste werden sowohl auf den eigenen landwirtschaftlichen Flächen als auch auf Fremdflächen ausgebracht, die wiederum dem Anbau von Silomais für die Rindermast und dem Anbau von Körnermais für die angeschlossene landwirtschaftliche Brennerei dienen. Die in der Brennerei erzeugten Schlempen und Treber dienen wiederum als Futtermittel für die Rinder, so dass insgesamt die Biogasanlage gut in den Rohstoff- und Nährstoffkreislauf des landwirtschaftlichen Betriebes integriert ist. Anlagendaten und technische Kennwerte. Schon 1980 wurde auf dem Hof der Familie Wenning in Rhede die erste größere Biogasanlage in Deutschland errichtet. Diese Anlage wurde bis heute in mehreren Schritten erweitert und weist derzeit ein Fermentervolumen von m 3 auf. Mit der Novelle der Gasnetzzugangsverordnung im Jahr 2008 ergab sich die Chance für eine Gaseinspeisung. Zusammen mit den hier genannten Projektpartnern wurde ein Konzept erstellt, das eine Einspeisung ins lokale Mitteldruck-Gasnetz der Stadtwerke Rhede vorsieht. Als Aufbereitungsverfahren wird das Verfahren der Aminwäsche der Fa. Cirmac eingesetzt, das hohe Methangehalte im aufbereiteten Biogas ermöglicht. Darüber hinaus zeichnet sich das Aufbereitungsverfahren durch einen im Vergleich zu anderen Verfahren niedrigen Stromverbrauch aus. Das Anlagenkonzept sorgt ferner dafür, dass die bei der Aminwäsche anfallende Abwärme sowohl innerhalb der Biogasanlage als auch im landwirtschaftlichen Betrieb und in den Wohnhäusern genutzt wird. Biomethannutzung und Vermarktung. Aufgrund des im Vergleich zum Potenzial der Anlage geringen Wärmebedarfs des landwirtschaftlichen Betriebes war die Effizienzsteigerung der Anlage, die mittels des Ersatz der BHKWs durch die Gasnetzeinspeisung ermöglicht wurde, eine Hauptmotivation für den Bau der Biogasaufbereitung. Lediglich bei einem Ausfall der Gasaufbereitung kommen die weiterhin vor Ort verbliebenen BHKWs zum Einsatz, so dass auch in diesem Fall kein Gas abgefackelt wird. Des Weiteren wird das erzeugte Biogas seit fast 30 Jahren in der Brennerei zur Dampferzeugung genutzt. Mit der E.ON Bioerdgas wurde ein Partner gefunden, der das in Rhede produzierte Biogas kauft und über die Vertriebswege des E.ON-Konzerns vermarktet. Auf diese Weise kann sich die Familie Wenning auf den Anlagenbetrieb und die Rohstoffversorgung konzentrieren, während die energiewirtschaftlichen und vertrieblichen Aspekte von einem Partner mit Kompetenz in diesen Bereichen abgebildet werden. Standortbezogenheit und Einbindung externer Stakeholder. Die Standortbezogenheit des Projektes weist im Wesentlichen zwei Komponenten auf. Zum einen haben die Stadtwerke insbesondere über die Kontakte zur lokalen Presse dafür gesorgt, dass eine Information der Einwohner Rhedes über die Aktivitäten zur Biogaseinspeisung erfolgte. Auf diese Weise konnten die Stadtwerke auch, obwohl in diesem Fall nur als Netzbetreiber und nicht als Anlageninvestor betroffen, in Ergänzung zu den eigenen Aktivitäten im Bereich Wasserkraft und Photovoltaik in der Öffentlichkeit ihr Profil als regionaler Player im Bereich erneuerbare Energien schärfen. Der zweite wichtige Aspekt bezüglich der Standortbezogenheit ist die Tatsache, dass die Auftragsvergabe überwiegend an regionale Firmen erfolgte. Die Aufbereitungsanlage wurde von der Fa. Cirmac aus Apeldoorn errichtet, was einen gewissen grenzüberschreitenden Charakter des Projekts ausmacht, in der deutschniederländischen Grenzregion jedoch nur ca. 50 km von Rhede entfernt ist. Darüber hinaus wurden in größerem Umfang lokale Handwerker in die Errichtung der Anlage einbezogen. 20 B i o g a s P a r t n e r g e m e i n s a m E i n s p e i s e n

21 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Ronnenberg Schwandorf Region Niedersachsen Region Bayern Anlagenstandort Ronnenberg Betriebsaufnahme 2008 Einspeiseleistung 350 Nm 3 /h Einspeisekapazität ca. 28 Mio. kwh p. a. Aufbereitung BiogasVerstärker Gasqualität vor Ort Erdgas L Druckstufe 2 bar Rohstoffe ca t/a Maissilage, Weizen Investitionsvolumen ca. 4,5 Mio. Euro Fünf Landwirte aus der Umgebung von Ronnenberg haben gemeinsam die Biogas Ronnenberg GmbH & Co. KG, kurz BiRo, gegründet. Die Landwirte sind gleichberechtigt zu jeweils 20 Prozent an den Investitionskosten sowie an der Substratbereitstellung beteiligt. Die Biogasanlage stammt vom Hersteller MT-Energie GmbH und besteht aus zwei Fermentern mit 26 m Durchmesser, einem Nachgärer und einem Endlager mit je 30 m Durchmesser. Alle Behälter sind 7 m hoch und mit einem Gasspeicherdach ausgerüstet. In der Regel werden ca. 60 t Maissilage und aktuell zusätzlich 2 t Weizen am Tag in zwei Feststoffeinträge gefüttert. Die Biogasanlage erzeugt bis zu 650 m 3 Rohbiogas pro Stunde mit ca. 52 Prozent Methananteil. Die BiRo verkauft das Rohbiogas an einer definierten Schnittstelle an die Stadtwerke Hannover AG. Die Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität erfolgt mittels eines BiogasVerstärkers der Haase Energietechnik AG & Co. KG. Das Biomethan wird über eine ca. 2,5 km lange Anschlussleitung (2 bar) in das Erdgasnetz der enercity Netzgesellschaft (eng) in Ronnenberg eingespeist (0,8 bar). Von hier wird es bilanziell zu BHKW-Standorten im Stadtgebiet Hannover geleitet. Bis genug eigene BHKW-Abnahmekapazität aufgebaut ist, wird ein Teil des Biomethans am Markt verkauft. In der Biogasanlage selbst wird bisher kein Biogas verwendet. Das Projekt Ronnenberg wurde mit dem Preis Biogaspartnerschaft des Jahres 2008 ausgezeichnet. Anlagenstandort Betriebsaufnahme 2008 Einspeiseleistung Nm 3 /h Schwandorf - Industriegebiet Bayernwerk Einspeisekapazität ca. 100 Mio. kwh p. a. Aufbereitung Gasqualität vor Ort Druckstufe Rohstoffe Investitionsvolumen PSA Erdgas H 16 bar ca t/a Mais-, Gras- und Ganzpflanzensilage (z. B. Roggen, Gerste, Hirse, Weidegras) 18 Mio. Euro In der Bioerdgasanlage Schwandorf werden ausschließlich nachwachsende Rohstoffe (Energiepflanzen) verwendet. Durch das mehrjährige Fruchtfolgekonzept wird die Artenvielfalt gesteigert. Die Zwischenfrüchte haben außerdem ackerbauliche Vorteile, z. B. wird die Humusbildung gefördert. Speziell der Einsatz von Gras bietet der Landwirtschaft eine lukrative Abnahmequelle. Der Einsatz von zusätzlicher Flüssigkeit wie Wasser oder Gülle ist nicht notwendig. Dies hat den Vorteil, dass keine zusätzlichen Transporte zur Anlage anfallen, somit weniger Gärmaterial gespeichert und letztendlich auch wieder weniger ausgebracht werden muss. Die Biomasse wird rund um den Standort im Industriegebiet Bayernwerk von ca. 180 Landwirten angebaut, die sich in einer Liefergemeinschaft zusammengeschlossen haben. Die Schmack Biogas AG berät die Landwirte und Lieferanten hinsichtlich Ackerbau, Aussaat und Sortenauswahl. Die Ernte wird von regionalen Lohnunternehmern durchgeführt. Der Gärrest wird als hochwertiger Dünger sowohl in fester als auch in flüssiger Form über externe Dienstleister auf die Flächen der Lieferanten ausgebracht. Das Bioerdgas wird zu 100 Prozent in das Erdgasnetz von E.ON Bayern eingespeist. Die Verwendung erfolgt anschließend in dezentralen Blockheizkraftwerken von E.ON, die sich ebenso um die Vermarktung der Wärme in entsprechenden Wärmesenken kümmert. Das Projekt Schwandorf wurde im Rahmen des Wettbewerbs Biogaspartnerschaft des Jahres 2008 mit einem Sonderpreis für industrielle Anlagentechnik ausgezeichnet. 21