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 Marktentwicklung in Europa Marktentwicklung Projektbeispiele Die Wertschöpfungskette Biomethan Biomasseproduktion Logistik Biogaserzeugung Aufbereitung Einspeisung Verkauf und Handel Einsatzfelder...37 Unternehmen & Akteure...38 Abkürzungen...69 Glossar

4 Einleitung. Viele Gründe sprechen für die Biogaseinspeisung. Eine der vielversprechendsten Nutzungen für Biomasse ist die Erzeugung von Biogas. In Deutschland bestehen Mitte 2010 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 30 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 (oder Bioerdgas) 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 80 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. staatlichen Fördermechanismen besser greifen lassen, sondern beflügelt auch Investitionen und Innovationen. Neben der Förderung von Kooperationen sind Akzeptanz und Transparenz 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 12. April 2008 in Kraft getretene Änderung der Gasnetzzugangsverordnung definiert als Ausbauziel die Erschließung eines Potenzials von 6 Mrd. Normkubikmetern Biogaseinspeisung im Jahr 2020 und 10 Mrd. Normkubikmetern im Jahr Des Weiteren regelt die Verordnung die Verantwortlichkeiten und Kostenverteilung zwischen Einspeiser und Netzbetreiber. Mit Inkrafttreten der Verordnung ist ein wichtiger Schritt zur Marktentwicklung vollzogen. 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 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 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. sein, Bioerdgas 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 von ca großen (700 Nm 3 /h) bzw mittelgroßen (350 Nm 3 /h)biogaserdgasanlagen. 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 Bioerdgas 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 Arcanum Energy Systems GmbH & Co. KG Aufwind Neue Energien GmbH BALANCE VNG Bioenergie GmbH Biogasrat e.v. 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. cng services ltd Dalkia Energie Service GmbH Deutsche Landwirtschafts-Gesellschaft e.v. Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.v. Technisch-wissenschaftlicher Verein Deutscher Bauernverband e.v. Deutsches BiomasseForschungsZentrum ggmbh DZ Bank AG E.ON Bioerdgas GmbH EnBW Gas GmbH Enovos Luxembourg S.A. EnviTec Biogas AG EPURON GmbH erdgas schwaben gmbh Evonik New Energies GmbH Fachverband Biogas 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 juwi Bio GmbH KWS Saat AG Landwärme GmbH MT-BioMethan GmbH N.V. Nederlandse Gasunie NAWARO BioEnergie AG ÖKOBiT GmbH PlanET Biogastechnik GmbH PRIMAGAS GmbH Propan-Gesellschaft mbh ProTech Energiesysteme GmbH Rechtsanwälte Schnutenhaus & Kollegen RES Projects GmbH RWE Vertrieb AG 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 2009 waren über 30 Anlagen an das Gasnetz angeschlossen worden. Bis Ende 2010 werden nach derzeitigem Planungsstand fast 70 Projekte mit einer stündlichen Einspeisung von Kubikmetern Biomethan am Netz sein. Über das Jahr betrachtet, lassen sich mit diesen Anlagen knapp 4.2 Mrd. kwh Biomethan erzeugen und einspeisen. Diese Menge reicht aus, um den für Heizung und Warmwasser benötig- ten 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 10). Während Mecklenburg-Vorpommern Spitzenreiter hinsichtlich der Einspeisekapazität ist, weist Bayern eine konstant rege Planungs-und Bautätigkeit auf und führt hinsichtlich der Projektanzahl. Ein starkes Wachstum bis Ende 2012 steht zudem in Brandenburg, Nordrhein-Westfalen und Hessen zu erwarten. Ort Gasaufbereitung Status Betriebsaufnahme Einspeisung Biomethan [m 3 /h] Alteno Aminwäsche in Planung/Bau Altenstadt/Hessen keine Angaben in Planung Altenstadt/Schongau DWW in Betrieb Aiterhofen/Niederbayern PSA in Betrieb Angermünde/Schmargendorf DWW in Planung/Bau 2009/ Arneburg Aminwäsche in Planung Arnschwang DWW in Bau Barsikow keine Angaben in Planung/Bau Bergheim/Paffendorf keine Angaben in Planung Bergheim/Steinheim keine Angaben in Planung/Bau Berlin-Ruhleben Aminwäsche in Planung 2010 keine Angaben Blaufelden - Emmertsbühl PSA in Bau Bliestal keine Angaben in Planung Borken / Hessen keine Angaben gestoppt 390 Borken / Münsterland keine Angaben in Planung Brunne DWW in Planung/Bau 2009/ Burgrieden (bei Laupheim) PSA in Betrieb Darmstadt-Wixhausen DWW in Betrieb Dorsten DWW in Bau Drögennindorf Aminwäsche in Planung Eggertshofen/Freising Aminwäsche in Planung 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] Eich in Kallmünz PSA in Bau Einbeck drucklose Aminwäsche in Betrieb Feldberg PSA In Planung/Bau Forchheim im Breisgau BiogasVerstärker in Planung/Bau Godenstedt Aminwäsche in Betrieb Graben/Lechfeld PSA in Betrieb Grabsleben Aminwäsche in Planung Gröden drucklose Aminwäsche in Planung/Bau Guben keine Angaben in Planung Güstrow DWW in Betrieb Güterglück PSA in Betrieb Hardegsen Aminwäsche in Betrieb Heskem keine Angaben in Planung Holleben II DWW in Planung Homberg/Efze DWW in Betrieb Horn - Bad Meinberg Aminwäsche in Betrieb Industriepark Höchst keine Angaben in Planung/Bau Jüterbog keine Angaben in Planung/Bau 2010 keine Angaben Kerpen PSA in Betrieb Ketzin PSA in Betrieb Kleinlüder bei Fulda keine Angaben in Planung Könnern 1 DWW in Betrieb Könnern 2 Aminwäsche in Betrieb Lanken Aminwäsche in Planung/Bau Lüchow DWW in Betrieb Maihingen DWW in Betrieb Merzig (Ballern) BiogasVerstärker in Planung Mühlacker PSA in Betrieb Neukammer 2 keine Angaben in Bau Neuss am Niederrhein Aminwäsche in Betrieb Neu-Ullrichstein keine Angaben in Planung Niederndodeleben keine Angaben in Betrieb Oschatz PSA in Bau Pliening PSA in Betrieb Pohlsche Heide PSA in Betrieb Rathenow BiogasVerstärker in Betrieb Rhede Aminwäsche in Bau Ronnenberg BiogasVerstärker in Betrieb Schöpstal BiogasVerstärker in Planung Schornbusch-Euskirchen keine Angaben in Planung Schwandorf PSA in Betrieb Schwedt keine Angaben in Planung Semd DWW in Bau Straelen PSA in Betrieb Stresow DWW in Bau Tuningen Aminwäsche in Betrieb Werlte PSA in Betrieb Willingshausen/Ransbach DWW in Betrieb Wittenburg keine Angaben in Planung Wüsting keine Angaben in Betrieb Wriezen PSA in Bau Zeven Aminwäsche in Betrieb Zörbig keine Angaben in Bau Zschornewitz Aminwäsche in Planung Tabelle: Anlagen zur Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz (Stand Mai 2010). Eine regelmäßig aktualisierte Übersicht ist unter einsehbar. 9

10 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Lanken, 2010 Godenstedt, 2007 / 2009 Zeven, 2009 Drögennindorf, 2010 Wüsting, 2009 Werlte, 2007 Lüchow, 2009 Ronnenberg, 2008 Pohlsche Heide, 2010 Horn-Bad Meinberg, 2009 Bergheim/Steinheim, 2011 Rhede, 2010 Borken/Münsterland, 2010 Dorsten, 2010 Einbeck, 2009 Hardegsen, 2009 Straelen, 2006 Neuss am Niederrhein, 2010 Kerpen, 2009 Neu-Ullrichstein, 2010 Heskem, 2010 Schornbusch - Euskirchen, 2010 Bergheim/Paffendorf, 2010 Kleinlüder bei Fulda, 2011 Altenstadt/Hessen, 2010 Industriepark Höchst, 2011 Darmstadt/Wixhausen, 2008 Semd, 2010 Blaufelden/Emmertsbühl, 2010 Merzig (Ballern), 2011 Bliestal 2012 Mühlacker, 2007 Burgrieden (bei Laupheim), 2008 Forchheim im Breisgau, 2009 Tunningen, 2009 Altenstadt/Schongau, 2009 Kiel Hamburg Schwerin Bremen Magdeburg Hannover Düsseldorf Erfurt Wiesbaden Mainz Saarbrücken Stuttgart München Berlin Potsdam Dresden Güstrow, 2009 Wittenburg, 2010 Neukammer II, 2010 Feldberg, 2010 Schwedt, 2010 Rathenow, 2009 Barsikow, 2010 Angermünde/Schwanendorf, 2010 Arneburg 2011 Berlin Ruhleben, 2010 Stresow, 2010 Wriezen, 2010 Brunne, 2010 Jüterborg, 2010 Guben, 2010 Ketzin, 2008 Güterglück, 2009 Alteno, 2010 Zschornewitz 2010 Zörbig 2010 Holleben 2010 Gröden, 2010 Oschatz, 2011 Könnern I, 2007 Könnern II, 2009 Schöpstal, 2010 Niederndodeleben, 2009 Grabsleben, 2010 Homburg, 2010 Willingshausen/Ransbach, 2010 Schwandorf, 2008 Arnschwang, 2010 Maihingen, 2008 Aiterhofen/Niederbayern, 2009 Eich in Kallmünz, 2010 Graben/Lechfeld, 2008 Eggertshofen bei Freising 2010 Pliening, 2006 Abbildung: Geografische Verteilung von Biomethananlagen in Deutschland und (erwartete) Inbetriebnahme. 10 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. Durch die im Jahr 2008 stattgefundene gesetzliche Festlegung wesentlicher Rahmen- und Förderbedingungen zur Bioerdgaseinspeisung (siehe Seite 20) wird mittelfristig mit einem deutlichen Anlagenzubau gerechnet. Auf Seiten der Nachfrage von Bioerdgas sind prinzipiell drei Absatzmärkte relevant: 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 mit einer steigenden Nachfrage zu rechnen. Bioerdgas zur Stromerzeugung in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) Bioerdgas als Beimischung zu Erdgas Bioerdgas als Kraftstoff im Verkehrssektor Bioerdgas zur Stromerzeugung in KWK.. Die Gesetzgebung der Bundesregierung zielt darauf ab, Bioerdgas aus Aspekten des Klimaschutzes vornehmlich zur Stromerzeugung in KWK zu nutzen. Wesentliches Instrument hierfür ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), welches den Einsatz von Bioerdgas in KWK mit festen Vergütungssätzen für den daraus erzeugten und eingespeisten Strom fördert. 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 Bioerdgasprodukten ist ebenfalls mit einem steigenden Absatz zur rechnen. Ähnlich den Grünstrom -Angeboten im Stromsektor besteht bei privaten Endkunden eine prinzipielle Bereitschaft, für Beimischungen von Bioerdgas zu Erdgas einen Aufpreis zu zahlen. Es gibt bereits etliche überregionale Erdgasversorger, die entsprechende Produkte entwickelt haben und anbieten. Mittelfristig wird der EEG-Markt als der Leitmarkt für Bioerdgas 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. Bioerdgas als Beimischung zu Erdgas. Bioerdgas in Beimischungen zu fossilem Erdgas wird von einzelnen Gasversorgern bereits in Mischungsverhältnissen von Bioerdgaseinsatz im Verkehrssektor.. Bioerdgas 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. 11

12 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. 2.2 Projektbeispiele. Bergheim-Paffendorf Darmstadt-Wixhausen Region Nordrhein-Westfalen Region Südhessen Anlagenstandort Bergheim/Paffendorf Anlagenstandort Darmstadt-Wixhausen Betriebsaufnahme 2010 Einspeiseleistung 600 Nm 3 /h Betriebsaufnahme 2008 Einspeiseleistung 148 Nm 3 /h Einspeisekapazität 46 Mio. kwh p.a. Einspeisekapazität 12 Mio. kwh p. a. Aufbereitung k. A. Aufbereitung DWW Gasqualität vor Ort Erdgas L Gasqualität vor Ort Erdgas H Druckstufe k. A. Druckstufe 16 bar Rohstoffe Investitionsvolumen t/a Mais- und Ganzpflanzensilage (Roggen, Gerste) ca. 80 Mio. Euro Rohstoffe Investitionsvolumen t/a NawaRo (überwiegend Maissilage und Roggenschrot) und Gülle 3,5 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 2010 erfolgen. Eine ähnliche Anlage betreibt RWE auch im ostdeutschen Güterglück. Im April 2008 wurde Hessens erste Bioerdgasanlage 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 Bioerdgas 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. 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. Feldberg Graben/Lechfeld Region Mecklenburg-Vorpommern Region Bayern Anlagenstandort Dolgen, Feldberger Seenlandschaft Anlagenstandort Graben/Lechfeld Betriebsaufnahme 2010 Einspeiseleistung 350 Nm 3 /h Einspeisemenge 30 Mio. kwh p. a. Betriebsaufnahme 2008 Einspeiseleistung 500 m 3 /h Einspeisekapazität 42 Mio. kwh p. a. Aufbereitung PSA Aufbereitung PSA Gasqualität vor Ort Erdgas H Gasqualität vor Ort Erdgas H Druckstufe 4 bar Druckstufe 4 bar Investitionsvolumen 2,5 Mio. Euro (Erweiterungsfinanzierung) Rohstoffe Maissilage t/a, Grassilage t/a, Getreide t/a In unmittelbarer Nähe des Dolger Sees im südlichen Mecklenburg-Vorpommern besteht die Biogasanlage Feldberg aus zwei getrennten Anlagen, die 2003 und 2007 errichtet wurden. Die auf Basis von nachwachsenden Rohstoffen geführten Biogasanlagen werden bis 2010 auf Aufbereitung und Einspeisung umgerüstet. Ein wichtiger Bestandteil des eingesetzten Substratmix ist Schweinegülle, welche aus der Schweinezucht des Anlagenbetreibers bezogen wird. Darüber hinaus wird Maissilage aus den umliegenden landwirtschaftlichen Flächen eingebracht. Für die Aufbereitung kommt eine Druckwechseladsorption zum Einsatz. Eine geringe Vorortverstromung bleibt an den Biogasanlagen bestehen, um die Wärmeversorgung der Biogasanlage und des landwirtschaftlichen Betriebs auch in Zukunft sicherzustellen. Das Biomethan wird an Gasversorger sowie an KWK-Anlagenbetreiber vermarktet. Die Projektentwicklung für das innovative Projekt hat die Münchner Landwärme GmbH durchgeführt. Die Biogasanlage und die Biogasaufbereitungsanlage in Graben/Lechfeld wurden im Mai 2008 in Betrieb genommen. Die Anlage bereitet ca m 3 Rohbiogas auf Erdgasqualität auf und speist jährlich ca. 42 Mio. kwh ins Netz der erdgas schwaben gmbh ein. Die Biogaserzeugung wird von einer Gesellschaft betrieben, an der ca. 60 Landwirte aus der Region beteiligt sind. Die Silage wird per LKW von dezentralen Silos abgeholt und an die Biogasanlage geliefert. An der Anlage selbst ist kein Silo vorhanden. Der Biogaserzeuger verkauft an definierter Stelle das Rohbiogas an die erdgas schwaben gmbh, diese errichtete und betreibt die Biogasaufbereitungsanlage. Für die Aufbereitung wurde die PSA-Technik eingesetzt. Das Bioerdgas hat nach der Aufbereitung einen Brennwert von ca. 10,6 kwh/m 3 und einen Druck von ca. 4 bar. Das Bioerdgas wird in das örtliche Gasnetz eingespeist. Für die Einspeisung ins Erdgas-Verteilnetz (DP 4) ist keine zusätzliche Druckerhöhung erforderlich. Der Brennwert muss durch Beimischung von Flüssiggas angehoben werden. Das Abgas aus der PSA-Anlage hat einen Methangehalt von ca. 4 Vol.-Prozent und wird in einem nachgeschalteten Schwachgasbrenner verbrannt. Die daraus gewonnene Wärme wird zur Fermenterbeheizung genutzt. 13

14 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Güstrow Hardegsen Region Mecklenburg-Vorpommern Region Niedersachsen Anlagenstandort Güstrow Anlagenstandort Hardegsen Betriebsaufnahme Juni 2009 Einspeiseleistung Nm 3 /h Einspeisekapazität 460 Mio. kwh p. a. Betriebsaufnahme 2009 Einspeiseleistung 500 Nm 3 /h Einspeisekapazität 40 Mio. kwh p. a. Aufbereitung DWW Aufbereitung Aminwäsche Gasqualität vor Ort Erdgas H Gasqualität vor Ort Erdgas L Druckstufe 25 bar Druckstufe 16 bar Rohstoffe NawaRo Rohstoffe t/a Mais und Getreide Investitionsvolumen ca. 80 Mio. Euro Investitionsvolumen 11 Mio. Euro 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. Im April 2009 ist im südniedersächsischen Hardegsen eine Anlage zur Biogasproduktion und Aufbereitung in Betrieb gegangen. Es werden rund 45 Mio kwh Rohbiogas erzeugt, auf Erdgasqualität aufbereitet und über 15 Jahre ins allgemeine Gasnetz eingespeist. Die Gasaufbereitungsanlage, die nach dem Prinzip der drucklosen Aminwäsche arbeitet, ist in zwei aneinander gestellten Stahlrahmencontainern untergebracht. Davor steht als Außenanlage eine Waschkolonne, in der die eigentliche Methananreicherung stattfindet. Die Aufbereitung und Einspeisung wird dabei vom regionalen Energieversorger übernommen, welcher das Rohbiogas direkt vom Betreiber kauft. Die Ausspeisung und Verwertung erfolgt an insgesamt fünf Standorten. Zum Einsatz kommt das Biomethan schließlich in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Der erzeugte Strom wird vergütet nach dem EEG ins Netz geleitet, die Wärme vollständig an Ort und Stelle verwertet. Die Beteiligung des Landkreises (Northeim), der Stadt Hardegsen, des Kreisbauernverbands und des örtlichen Maschinenrings am Projekt wird über die Projektgesellschaft Biokraft Hardegsen GmbH realisiert. Mehr als 40 landwirtschaftliche Betriebe aus der Region stellen die benötigten Rohstoffe zur Verfügung. Jährlich verarbeitet die Anlage ca Tonnen Maissilage und Roggen-GPS. Über einen separaten Lagerbehälter wird darüber hinaus auch Gülle in die Fermenter zudosiert. Diese hat einen Gesamtmengenanteil von etwa 10 Prozent. 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. 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 Bioerdgas 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 kommt jedoch über langfristige Lieferverträge mit örtlichen Landwirten gesicherte Maissilage zum Einsatz. 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 3040m 3. Die Gasaufbereitung erfolgt in einer Gaswäsche auf Aminlösungsbasis mit einer Maximalleistung von 3333 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. 15

16 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Maihingen Pliening Region Bayern Region Bayern Anlagenstandort Maihingen Anlagenstandort Pliening Betriebsaufnahme 2008 Einspeiseleistung 560 m 3 /h Einspeisekapazität 50 Mio. kwh p. a. Betriebsaufnahme 2006 Einspeiseleistung 485 Nm 3 /h Einspeisekapazität ca. 42 Mio. kwh p. a. Aufbereitung DWW Aufbereitung PSA Gasqualität vor Ort Erdgas H Gasqualität vor Ort Erdgas H Druckstufe 10 bar Druckstufe bar Rohstoffe Maissilage t/a, Kleegras t/a, Gras t/a, Ganzpflanzensilage t/a Rohstoffe Investitionsvolumen ca t/a Mais- und Ganzpflanzensilage, Zwischenfrüchte ca. 10 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 Bioerdgas 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 Bioerdgas 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 Bioerdgases 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. Das Projekt Pliening wurde im Rahmen des Wettbewerbs Biogaspartnerschaft des Jahres 2008 mit einem Sonderpreis für Pionierleistung im Bereich der Biogaseinspeisung ausgezeichnet. In Pliening kommen ausschließlich nachwachsende Rohstoffe (Mais-, Ganzpflanzensilage, Zwischenfrüchte) von landwirtschaftlichen Betrieben aus der Region zum Einsatz. Die Energiepflanzen werden auf landwirtschaftlichen Flächen in einem Radius von ca. 10 km um die Anlage angebaut. Projektpartner von Aufwind Schmack vor Ort ist der Maschinenring Ebersberg/ München Ost e. V., der ein passendes Ernte- und Logistikkonzept entwickelt hat. Dieser Partner ist zuständig für die Organisation der Rohstoffbeschaffung sowie die Durchführung der Ernte und Gärrestausbringung. Die Biomethananlage Pliening und die Aufwind Schmack Betriebs GmbH sichern die langjährige Abnahme der Rohstoffe. Dies ermöglicht Kosteneinsparungen durch optimierten Maschineneinsatz und Ernteketten bis hin zum gemeinsamen Saatguteinkauf. Die Biogastechnik stammt von der Firma Schmack Biogas AG mit drei Hauptfermentern à m 3 und drei Nachgärern à m 3. Die Betriebstemperatur beträgt 42 C. Die Biorohgasverarbeitung der Fa. CarboTech erzeugt aus 920 Nm 3 /h Rohbiogas 485 Nm 3 /h Biomethan mit einem Methangehalt von über 96 Prozent. Dies entspricht den Qualitätsanforderungen der DVGW-Richtlinien der Gaswirtschaft. Das Gasreinigungsverfahren basiert auf der Druckwechseladsorption (PSA). Vor Ort wird ein BHKW mit 350 kwel (150 Nm 3 /h) zur Beheizung der Fermenter mit Biorohgas betrieben. Der Hauptteil des Gases (920 Nm 3 /h) wird zu Biomethan veredelt und nach Gasmessung, Druckerhöhung und Odorierung in das Erdgasnetz der SWM Stadtwerke München eingespeist. Die Vermarktung des Biomethans erfolgt über eine Handelsplattform. 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. Rathenow Ronnenberg Region Brandenburg Region Niedersachsen Anlagenstandort Rathenow-Heidefeld Anlagenstandort Ronnenberg Betriebsaufnahme 2009 Einspeiseleistung 520 Nm 3 /h Einspeisekapazität 44 Mio. kwh p. a. Betriebsaufnahme 2008 Einspeiseleistung 350 Nm 3 /h Einspeisekapazität ca. 28 Mio. kwh p. a. Aufbereitung BiogasVerstärker Aufbereitung BiogasVerstärker Gasqualität vor Ort Erdgas H Gasqualität vor Ort Erdgas L Druckstufe 8-9 bar (PN 16 bar) Druckstufe 2 bar Rohstoffe t/a Roggen- und Maissilage, Getreidekorn, Rinder- und Schweinegülle Rohstoffe Investitionsvolumen ca t/a Maissilage, Weizen ca. 4,5 Mio. Euro Investitionsvolumen 9 Mio. Euro Die Rathenower Anlage ist das erste von 15 Vorhaben zur Biogaseinspeisung, die von der GASAG Berliner Gaswerke AG und deren Tochtergesellschaft Erdgas Mark Brandenburg GmbH nach eigenen Angaben bis 2015 gebaut werden sollen. Für die jährliche Produktion von 44 Mio. kwh Bioerdgas 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 erfolgen. Die gesamten Anlagenkosten belaufen sich auf etwa 9 Mio. Euro. Seit dem Jahr 2010 wird das Bioerdgas in das Gasnetz der EMB eingespeist. Nach derzeitiger Planung wird der überwiegende Teil des Biomethans wird an die 13 Erdgastankstellen der GASAG AG mit 23 Mio. kwh Bioerdgas 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 Bioerdgasprodukts. 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.. 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. 17

18 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. Altenstadt/Schongau Region Bayern Anlagenstandort Altenstadt/Schongau Betriebsaufnahme 2009 Einspeiseleistung 690 m 3 /h Einspeisekapazität 66 Mio. kwh p. a. Aufbereitung DWW Gasqualität vor Ort Erdgas H Druckstufe 4 bar Rohstoffe t/a gewerbliche Abfälle Das Projekt Altenstadt / Schongau wurde im Jahr 2009 als Biogaspartnerschaft des Jahres ausgezeichnet. Rohstoffproduktion und Logistik. Die Biogasanlage in Altenstadt ist 2001 in Betrieb gegangen. Die Anlage produzierte anfangs 700 m 3 /h Rohbiogas, das in BHKWs vor Ort verstromt wurde. Die Biogasproduktion wurde 2009 auf ca m 3 /h gesteigert. Das BHKW vor Ort wurde stillgelegt, das Biogas wird 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 Abfälle werden zum einen von Unternehmen aus der Region angeliefert, zum anderen besitzt der Biogasproduzent Öko-Power GmbH & Co. Biogas KG eigene LKWs, mit denen die Rohstoffe an die Biogasanlage transportiert werden. Anlagendaten und technische Kennwerte. Die Biogasanlage wird durch einen Rohstofftrichter mit den zu vergärenden Stoffen beschickt. Vor Einbringung in die Fermenter durchlaufen die Stoffe eine Hygienisierungsstufe, in der durch Hitze prozessschädliche Bakterien abgetötet werden. Die Einsatzstoffe werden in 8 Fermentern mit einem Fassungsvermögen von insgesamt m 3 zu Biogas vergoren. Dabei kommt das Verfahren der Nassfermentation zum Einsatz. Die Verweilzeit beträgt ca. 50 Tage. Bevor das Biogas der Aufbereitungsanlage zugeführt wird, wird der NH 3 -Gehalt mit Hilfe eines Wäschers reduziert. Zur Aufbereitung des Biogases kommt das Verfahren der Druckwasserwäsche zum Einsatz. Durch die CO 2 -Abtrennung in der DWW entstehen 690 m 3 /h Biomethan mit einem CH 4 -Gehalt von ca. 98 Prozent und einem Brennwert von ca. 10,8 kwh/m 3. Vor der Einspeisung ins Netz muss der Brennwert des Bioerdgases auf ca. 11,1 kwh/m 3 angehoben werden. Biomethannutzung und Vermarktung. 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. erdgas schwaben deckt ihren Gaseigenverbrauch mit Bioerdgas und in allen BHKW-Anlagen, die von erdgas schwaben betrieben werden, kommt Bioerdgas zum Einsatz. Kooperationsmodell der Partner. Die Biogaserzeugung wurde von der ÖkoPower GmbH errichtet und wird von dieser betrieben. Die Rohstoffbereitstellung ist vertraglich mit den Rohstofflieferanten sichergestellt. Der Anlagenbetrieb erfolgt durch das Fachpersonal der Biogasanlage. Die Aufbereitungsanlage wurde von erdgas schwaben errichtet und betrieben. In einem Biogasliefervertrag zwischen der ÖkoPower GmbH und erdgas schwaben über eine Laufzeit von 12 Jahren ist die Liefer- bzw. Abnahmeverpflichtung der Biogasmenge festgelegt. Der Betrieb der Biogasaufbereitungsanlage erfolgt durch das Fachpersonal der erdgas schwaben. Die Vermarktung des Bioerdgases übernimmt die Vertriebsabteilung der erdgas schwaben. Standortbezogenheit und Einbindung externer Stakeholder. Die ÖkoPower GmbH betreibt seit 2001 die Biogasanlage in Altenstadt mit Verstromung des Gases in einem BHKW vor Ort. Die Wärme aus dem BHKW wurde größtenteils über Kühler abgeführt und blieb somit ungenutzt. Mit dem Plan, die Kapazität der Biogasanlage zu erweitern, wurde überlegt, wie die Wärme aus den BHKWs genutzt werden kann. Da kein Wärmeabnehmer in der Nachbarschaft der Biogasanlage vorhanden ist, hat sich die Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität und Einspeisung in das Erdgasnetz als die sinnvollste und wirtschaftlichste Lösung angeboten. Der Kontakt zwischen Ökopower und erdgas schwaben wurde schnell gefunden, da erdgas schwaben bereits zwei Biogasaufbereitungen betreibt und dies durch Presseberichte in regionalen Zeitungen und in Fachzeitschriften hinreichend bekannt war. Die ÖkoPower GmbH und erdgas schwaben haben das neue Konzept gemeinsam dem Bürgermeister und Landrat vorgestellt. Der Plan wurde von kommunaler Seite begrüßt und fand volle Unterstützung und Zustimmung. 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. Schwandorf Region Anlagenstandort Bayern 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 Das Projekt Schwandorf wurde im Rahmen des Wettbewerbs Biogaspartnerschaft des Jahres 2008 mit einem Sonderpreis für industrielle Anlagentechnik ausgezeichnet. Rohstoffproduktion und Logistik. 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. werden die Humusbildung gefördert, Schädlingsbefall eingegrenzt und Lachgasemissionen vermieden. 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 (geringeres Gärvolumen) und letztendlich auch wieder weniger ausgebracht (Gärresttransport) 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, wobei die Logistik von Mitarbeitern der Schmack Biogas AG koordiniert wird. Der Gärrest wird als hochwertiger Dünger sowohl in fester als auch in flüssiger Form über externe Dienstleister auf die Flächen der Lieferanten ausgebracht. Somit können ein geschlossener Nährstoffkreislauf erzeugt und Kosten für mineralischen Dünger gespart werden. Biomethannutzung und -vermarktung. 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. Für die Zukunft ist geplant, das eingespeiste Bioerdgas im Wärmemarkt sowie an Tankstellen als Biokraftstoff einzusetzen. Das Kooperationsmodell der Projektpartner. An dem Projekt Bioerdgas Schwandorf sind folgende Projektpartner beteiligt: Die Projektentwicklung erfolgte durch die Schmack Energie Holding GmbH. Die Rohstoffbereitstellung wird durch ca. 180 Landwirte sichergestellt. Diese haben sich in einer Liefergemeinschaft zusammengeschlossen und bilden somit einen gebündelten Projektpartner. Die Schmack Biogas GmbH ist verantwortlich für das Rohstoffmanagement, die Erstellung der Planungs- & Genehmigungsunterlagen, den Anlagenbau sowie den Anlagenbetrieb. E.ON ist Investor, Gasabnehmer, Gasnetzbetreiber und Vermarkter des Bioerdgases. Standortbezogenheit und Einbindung externer Stakeholder. Der Standort Industriegebiet Bayernwerk hat eine lange Tradition als Energiestandort. Zunächst wurde hier bis Ende der 90er Jahre Strom aus Kohle gewonnen. Nachdem die Wirtschaftlichkeit nicht mehr gegeben war, wurde das Kohlekraftwerk geschlossen und damit der Grundstein für eine Energieversorgung mit erneuerbaren Energien gelegt. Zudem führt direkt am Industriegebiet eine Erdgasleitung vorbei. Auch seitens der Landwirtschaft bietet der Standort Schwandorf gute Voraussetzungen. Die Struktur in der regionalen Landwirtschaft hat sich in den letzten Jahren stark gewandelt: Viele Betriebe werden aufgrund fehlender Erben oder anderer beruflicher Orientierungen oft nur noch als Nebenerwerb betrieben oder komplett aufgegeben. Insofern war das Interesse vieler Grundstücksbesitzer groß, über den Anbau von Pflanzen zur Energiegewinnung eine alternative Nutzungsmöglichkeit für ihre Flächen zu gewinnen. 19

20 Marktentwicklung und Rahmenbedingungen in Deutschland. 2.3 Rahmenbedingungen in Deutschland. Die Rahmenbedingungen der Biogaseinspeisung wurden durch die Umsetzung des Integrierten Energie- und Klimaprogramms (IEKP) der Bundesregierung neu festgelegt. Im Rahmen der am 12. April 2008 in Kraft getretenen Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) werden in 41 a die zuvor im IEKP formulierte Zielsetzung für den Ausbau der Biogaseinspeisung konkretisiert: Bis zum Jahr 2020 sollen jährlich 60 Mrd. kwh Biogas und bis zum Jahr Mrd. kwh Biogas in das Gasnetz eingespeist werden. Da aufbereitetes und eingespeistes Biogas derzeit preislich 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 nach EEG sowie der Einsatz in Erdgasfahrzeugen. Der gesetzliche Rahmen für die Biogaseinspeisung wird aufgrund der vielen Wertschöpfungsstufen und erforderlichen Prozesse von einer Vielzahl von Regelungen bestimmt, die in diesem Kapitel beschrieben werden. Biomasseverordnung (BiomasseV). Die seit 2001 geltende Biomasseverordnung regelt für den Anwendungsbereich des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), welche Stoffe als Biomasse gelten, welche technischen Verfahren zur Stromerzeugung aus Biomasse in den Anwendungsbereich des Gesetzes fallen und welche Umweltanforderungen bei der Erzeugung von Strom aus Biomasse einzuhalten sind. Biomasse im Sinne der Biomasseverordnung sind Energieträger aus Phyto- und Zoomasse. Hierzu gehören auch Folge- und Nebenprodukte, Rückstände und Abfälle, deren Energiegehalt aus Phyto- und Zoomasse stammt. Die Definition von Biomasse schließt in 2 (3) Nr. 5 auch durch anaerobe Vergärung erzeugtes Biogas ein. Nicht als Biomasse zählt allerdings solches Biogas, dass aus den folgenden Stoffen erzeugt wird (gemäß 3 Nr. 3, 7, 9): gemischte Siedlungsabfälle aus privaten Haushaltungen sowie ähnliche Abfälle aus anderen Herkunftsbereichen Hafenschlick und sonstige Gewässerschlämme und -sedimente, tierische Nebenprodukte im Sinne von Artikel 2 Abs. 1 Buchstabe a der Verordnung (EG) Nr. 1774/2002 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 3. Oktober 2002 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschlichen Verzehr bestimmte tierische Nebenprodukte Das EEG erlaubt neben dem Einsatz von Biomasse im Sinne dieser Verordnung auch den Einsatz sonstiger Biomasse. Für den dieser sonstigen Biomasse entsprechenden Stromanteil besteht allerdings kein Anspruch auf die gesetzlich garantierte Vergütung. Den Anteil dieser sonstigen eingesetzten Biomasse muss der Anlagenbetreiber mittels eines Einsatzstoff-Tagebuchs genau nachweisen. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG ) ist erstmals am 1. April 2000 in Kraft getreten. Es wurde im Jahr 2004 zum ersten Mal novelliert. Am 6. Juni 2008 hat der Deutsche Bundestag die zweite Novelle des EEG beschlossen. Das neue EEG ist am 1. Januar 2009 in Kraft getreten. Sinn und Zweck des EEG ist der Klimaschutz, eine nachhaltige Energieversorgung, die Verringerung der volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung, die Schonung fossiler Ressourcen und die Weiterentwicklung der Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Dazu soll der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis zum Jahr 2020 auf 30 Prozent erhöht werden. Zur Erreichung dieser Ziele sieht das EEG erstens den vorrangigen Anschluss von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien an die Stromnetze der allgemeinen Versorgung, zweitens die vor- 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