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Biogas
nachwachsende-rohstoffe.de
PflanzenRohstoffeProdukte
BiogasPflanzen, Rohstoffe, Produkte
HerausgeberFachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR)OT Gülzow • Hofplatz 1 • 18276 Gülzow-PrüzenTel.: 0 38 43 / 69 30 - 0Fax: 0 38 43 / 69 30 - 1 [email protected] • www.fnr.de
Mit Förderung des Bundesministeriums für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz aufgrund einesBeschlusses des Deutschen Bundestages.
RedaktionFachagentur Nachwachsender Rohstoffe e.V. (FNR) Abt. Öffentlichkeitsarbeit
BilderSeite 25 – Fraunhofer-IWES, Seite 12 – Fotolia.com,alle weiteren Bilder FNR-Archiv
Gestaltung/Realisierungwww.tangram.de, Rostock
Druckwww.druckerei-weidner.de, Rostock
7. vollständig überarbeitete Auflage, August 2011FNR 2011
Impressum
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Erneuerbare Energie aus Biogas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Ökologie und Nachhaltigkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Energiepotenziale von Biogas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Vielseitige Nutzungsmöglichkeiten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Prozessbiologie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Ausgangsstoffe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Anlagentechnik und Betrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Rechtliche Rahmenbedingungen und Fördermöglichkeiten . . .
Wirtschaftlichkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Weitergehende Informationen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Faustzahlen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Abkürzungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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Inhaltsverzeichnis
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Erneuerbare Energie ausBiogas
Um die zur Neige gehenden fossilen Energieträger zu schonen und den Kli-mawandel aufzuhalten, ist ein sukzes-siver Umstieg auf erneuerbare Energien in den nächsten Jahrzehnten notwendig.
Die Bundesregierung hat sich daher eine moderne, klimafreundliche, nachhaltige und sichere Energieversorgung durch den Ausbau der erneuerbaren Energien zum Ziel gesetzt. Diese Ziele sind einge-bunden in die Energie- und Klimapolitik
der Europäischen Union. Die EU hat fol-gende Ziele für 2020 festgelegt:• Senkung der Treibhausgasemissionen
um mindestens 20 %,• Verringerung des Energieverbrauchs
um 20 % durch bessere Energieeffi- zienz und
• Deckung von 20 % unseres Energie- bedarfs aus erneuerbaren Energien.
Auf dieser Grundlage sollen die er-neuerbaren Energien zukünftig einen Hauptanteil an der Energieversorgung in Deutschland übernehmen. Deren An-teil soll bis 2020 auf mindestens 35 % der
Abb. 1: Bedeutung der Bioenergie innerhalb der erneuerbaren Energien
Bedeutung der Bioenergie innerhalb der erneuerbaren Energien 2010
Quelle: BMU, AGEE-Stat, März 2011 © FNR 2011
Biokraftstoffe 13,0 %
Biomasse 12,1 %(Strom)
Biomasse 46,1 %(Wärme)
2,0 % Geothermie
4,4 % Fotovoltaik
1,9 % Solarthermie
13,3 % Windenergie
7,2 % Wasserkraft
Gesamt: 14.057 PJ
gesamt275,4 TWhca. 71 % durch
Bioenergie
Strom und Wärme aus Biomasse inkl. Klär-, Deponiegas und biogener Anteil des Abfalls
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Stromversorgung, 14 % der Wärmebe-reitstellung und 10 % des Kraftstoffver-brauches erhöht werden. Bis 2020 sollen auch die Treibhausgasemissionen im Vergleich zu 1990 um 40 % verringert werden.
Bioenergie, die von allen regenerativen Energiequellen in Deutschland schon heute den größten Beitrag leistet, spielt dabei auch zukünftig eine zentrale Rolle. Schließlich bietet die Energie aus Bio-
masse den Vorteil, dass sie weitgehend CO₂-neutral produziert und bedarfsge-recht eingesetzt werden kann. Aber auch im stofflichen Bereich kommt nachwach-senden Rohstoffen bereits heute eine er-hebliche Bedeutung zu.
Biogas aus Biomasse nimmt unter den erneuerbaren Energien eine besondere Rolle ein. Biogas kann zur gleichzeitigen Erzeugung von Strom und Wärme, als Kraftstoff und Erdgassubstitut genutzt
Abb. 2: Entwicklung der Anzahl und elektrisch installierte Leistung der Biogasanlagen in Deutschland
Bestandsentwicklung der Biogasanlagen in Deutschland
Anlagenanzahl Installierte elektrische Leistung (MWel)
Anlagenanzahl installierte elektrische Leistung
2001 2002 2003 2004 2005 2006 20082007 2009
* Prognose
2010 2011*
Quelle: FNR nach FvB 2011 © FNR 2011
1. Novelle EEG 2. Novelle EEG
1.360
2.010
3.500
3.891
4.984
7.000
0
6.000
5.000
7.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
3.000
2.500
3.500
2.000
1.500
1.000
500
1.10
0
1.27
1
1.37
7
1.89
3
111 160
190 24
7
650
2.29
1
2.72
8
2.680
1.7601.608
3.711
5.905
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werden. Hinzu kommt, dass es speicher-bar und damit flexibel nutzbar ist. Die Energieerzeugung aus Biogas unterliegt keinen jahres- und tageszeitlichen oder witterungsbedingten Schwankungen und kann somit auch langfristig zur Absiche-rung der Grundlast herangezogen wer-den. Derzeitige Entwicklungen gehen daher in die Richtung einer flexiblen und bedarfsorientierten Biogasproduktion.
Die Energiegewinnung aus Biogas ist seit Langem bekannt, doch erst seit An-fang der 90er Jahre ist eine nennens-werte Nutzung zu beobachten. Ein mas-siver Zuwachs setzte im Wesentlichen mit dem Inkrafttreten des Erneuerba-re-Energien-Gesetz (EEG) ein. Beson-ders förderlich wirkten sich die Novel-lierungen 2004 und 2009 aus (Abb. 2).
Zum überwiegenden Teil wird Biogas hierzulande in landwirtschaftlichen An-lagen produziert. Ende 2010 gab es in Deutschland 5.905 Biogasanlagen mit einer installierten Gesamtleistung von 2.291 MW. Im Vergleich hierzu hat ein durchschnittliches Steinkohlekraftwerk eine Leistung von 700 MW oder das größ-te deutsche AKW Brokdorf ca. 1.400 MW. Biogasanlagen in Deutschland ersetzen also bereits heute 3 Steinkohle- oder fast 2 Atomkraftwerke. Doch nicht nur „grü-ner“ Strom wird produziert. Inzwischen
gibt es viele erfolgreiche Multinutzungs-modelle. Beispielsweise wird die erzeug-te Energie über Gas- oder Wärmeleitun-gen direkt zum Verbraucher gebracht, seien es nun Wohnhäuser, öffentliche Einrichtungen wie Schulen, Kindergär-ten und Schwimmbäder oder Gewerbe- und Industriebetriebe wie Gärtnereien oder Fertigungshallen.
Auch wer keinen direkten Zugang zu Energie aus Biogas hat, kann „grünen“ Strom und „grüne“ Wärme von den Ver-sorgungsunternehmen beziehen. Und auch an etlichen Erdgas-Tankstellen wird inzwischen der Kraftstoff Biome-than im Gemisch mit Erdgas angeboten.
Ökologie und Nachhaltigkeit
Eine Grundvoraussetzung für die ver-stärkte Nutzung pflanzlicher Rohstoffe und Energieträger ist deren nachhaltige Erzeugung und Verwendung. Nach- haltigkeit, so wie sie im Brundtland- Bericht von 1987 definiert wurde, bedeu-tet, dass die gegenwärtige Generation ihre Bedürfnisse befriedigt, ohne die Fähigkeit zukünftiger Generationen zu gefährden, ihre eigenen Bedürfnisse zu befriedigen.l Nachhaltigkeit hat somit eine ökologische, eine ökonomische und eine soziale Dimension. Auf nach-
1983 verwendete die von den Vereinten Nationen eingesetzte Weltkommission für Umwelt und Ent-wicklung (Brundtland-Kommission) unter dem Vorsitz der ehemaligen norwegischen Ministerpräsi-dentin Gro Harlem Brundtland erstmals den ursprünglich aus der Forstwirtschaft stammenden Begriff „Nachhaltigkeit“ in einem entwicklungspolitischen Kontext. Die genannte Definition stammt aus dem Abschlussdokument der Brundtland-Kommission „Unsere gemeinsame Zukunft“ (auch bekannt als Brundtland-Bericht) aus dem Jahr 1987.
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Abb. 3: Treibhausgasemissionen Modellbiogasanlagen im Vergleich zum deutschen Strommix
THG-Emissionen von Biogasanlagen im Vergleich zum deutschen Strommix
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
-0,2
-0,4
-0,6
NawaRo/Gülle(100 %/0 %)
NawaRo/Gülle(70 %/30 %)
NawaRo/Gülle(40 %/60 %)
Strommix DE
Biomasseproduktion Biomassetransport Biomassekonversion
THG-Emissionen kg CO²-Äq./kWhel
Quelle: IE/DBFZ 2008 © FNR 2011
Düngergutschrift Gärrest Güllegutschrift Strommix DE
Saldo Gesamtemissionen
THG: Treibhausgas
wachsende Rohstoffe übertragen heißt das, bei der Nutzung ein Gleichge-wicht zu finden zwischen dem, was ökonomisch notwendig ist, wie zum Beispiel hohe und sichere Biomasse-erträge, und dem, was den Natur-räumen ökologisch zugemutet wer-den kann. Die soziale Komponente betrifft u.a. die Arbeitsbedingungen der Menschen, neue Einkommensmöglich-keiten und Teilhabe an Wertschöpfungs-prozessen.
Ansätze einer nachhaltigen Produktions-weise für die europäische Land- und
Forstwirtschaft existieren viele. Es ist einer der zentralen Förderschwerpunkte des Bundesministeriums für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz (BMELV), diese Ansätze in Forschungs-projekten zu erproben und weiterzuent-wickeln. Zu den verfolgten Strategien gehören unter anderem • die Erhöhung der Artenvielfalt beim
Energiepflanzenanbau, • die Züchtung neuer Sorten, • neue Anbaumethoden mit verringer-
tem Pflanzenschutz- und Düngemit-teleinsatz sowie ganzjährig begrünten Feldern,
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• der Einsatz besonders effizienter Um- wandlungsprozesse, • Kaskadennutzungsmodelle mit einer stofflichen und anschließenden ener- getischen Nutzung nachwachsender Rohstoffe und • die Wiederverwertung der Reststoffe als Dünger.
Aufgabe des BMELV ist es, mithilfe angemessener und abgestimmter For-schungsförderung die geeignetsten Me-thoden einer nachhaltigen Energie- und Rohstoffwirtschaft herauszuarbeiten. Für deren anschließende Überführung in die Praxis ist die gesamte Gesellschaft gefragt: Wirtschaft und Verbraucher
sind es, die die neuen Verfahren und Produkte in ihren Alltag integrieren müssen.
Auch für den Biogassektor gilt das Prin-zip der Nachhaltigkeit. Produktion und Verwertung von Biogas bringen ökolo-gische, ökonomische und soziale Vortei-le mit sich. Aber nur bei Beachtung der Nachhaltigkeitskriterien kann Biogas langfristig und dauerhaft als Energie-träger zur Verfügung stehen.
Der wichtigste Effekt der Umweltentlas-tung durch Biogas ist die Vermeidung von zusätzlichen Kohlendioxid- (CO₂-) Emissionen im Vergleich zu fossilen
Quelle: IE/DBFZ 2009
Technisches Primärenergiepotenzial Biogas 2020
© FNR 2011
NawaRo 67,2 %338 PJ/a
2,6 % IndustrielleReststoffe13 P J/a
9,3 % KommunaleReststoffe47 P J/a
20,9 % Ernterückstände undExkremente
105 P J/a
Gesamt: 14.057 PJ
gesamt503 P J/a
Abb. 4: Technisches Primärenergiepotenzial für Biogas in Deutschland 2020
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Energieträgern. Die Erzeugung von Energie aus Biogas ist weitgehend CO₂- neutral, d.h., das bei der Verbrennung des Biogases freigesetzte CO₂ wurde vorher der Atmosphäre durch die Bil-dung der Biomasse entnommen.
Die größten CO₂-Einsparungspotenziale werden mit einem möglichst hohen An-teil von Wirtschaftsdüngern, wie Gülle, Mist und anderen Exkrementen im Gär-substrat erreicht. Durch die Vergärung von Wirtschaftsdüngern werden auch die Emissionen des klimawirksamen Gases Methan reduziert, das ansonsten unkontrolliert entweicht und wesent-lich klimaschädlicher ist als CO₂. Die Bedeutung für den Klimaschutz ist in etwa gleichzusetzen mit der Minderung der CO₂-Emissionen durch die Energie-erzeugung. Weiterhin sind Konzepte mit einer möglichst vollständigen Ener-gieausnutzung vorteilhaft.
Neuere Untersuchungen deuten darauf hin, dass durch die Vergärung auch die Emission des klimawirksamen Lach-gases gemindert wird. Die Vergärung reduziert außerdem die Geruchsent-wicklung bei der Lagerung und der Ausbringung von Gülle, weil im Ver-lauf des Gärprozesses die Geruchsstof-fe der Gülle abgebaut und neutralisiert werden. Zu den ökologischen Vorteilen ist auch die Abfallverwertung und -reduzierung hinzuzufügen, denn die energetische Nutzung von Müll und Abwasser ist nicht nur ein exzellenter Weg, um Strom oder Wärme zu erzeugen, auch hier ist der
Gärrest nach entsprechender Behand- lung anschließend als Dünger nutzbar.
Als wichtige Komponente der Nachhal-tigkeit ist sicher auch die zunehmende Unabhängigkeit von Energieimporten zu nennen. Ebenso wie Deutschland sind die meisten europäischen Länder abhängig von diesen Importen. Mit dem gezielten Ausbau der erneuerbaren Energiesysteme wird eine zunehmende Unabhängigkeit und die Stabilität der Energiebereitstellung erreicht.
Ökonomisch bedeutsam ist die dezen-trale Energiebereitstellung durch Biogas und damit einhergehend die Stärkung des ländlichen Raumes. Dieses führt nicht nur zu besseren Einkommenssitu-ationen bei Landwirten, sondern zieht auch Folgeinvestitionen, die dann vor Ort zu Wertschöpfungen führen, nach sich.
Weiterhin sorgt der Bereich der erneu-erbaren Energien auch für neue Jobs. Allein in Deutschland waren es im Jahr 2010 bereits über 367.000 Beschäftigte, davon etwa 36.000 im Bereich Biogas. Und die Tendenz ist steigend, denn dieser junge Wirtschaftsbereich partizi-piert sowohl am Inlandsmarkt als auch am wachsenden Weltmarkt. Inzwischen sind deutsche Unternehmen weltmarkt-führend im Biogassektor.
Energiepotenziale von Biogas
Potenzialermittlungen für die Biogaspro- duktion hängen von diversen Faktoren
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ab. Die Ausschöpfung des landwirt-schaftlichen Potenzials z.B. ist abhängig von der notwendigen Flächenvorhal-tung für die Nahrungsmittelproduktion (einschließlich Tierernährung), der An-baustruktur und den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen. Verschiedene Nut- zungswege und Faktoren beeinflussen ebenfalls die Biogasproduktion aus Ab-fall- und Reststoffen.
Das technische Potential von Biogas aus den verschiedenen Quellen ist in Abb. 4 dargestellt. Für 2020 beträgt das techni-sche Primärenergiepozential 503 PJ, wo-von das mögliche Biogasaufkommen des landwirtschaftlichen Sektors mit ca. 88 % den größten Anteil hat.
Die Erzeugungspotenziale können zur Strom- und Wärmeerzeugung und zur Herstellung als Biokraftstoff eingesetzt werden. Die Erschließung der vorhan-denen Potenziale ist im Wesentlichen über den landwirtschaftlichen Sektor möglich. Dieses wird bereits jetzt und vermehrt zukünftig ermöglicht durch die Abwärmenutzung der BHKW, Opti-mierung der Anlagentechnik, verstärkte Nutzung der Ernterückstände und Ex-kremente sowie Züchtungsfortschritt bei den Energiepflanzen.
Biomasse insgesamt trägt bereits heute mit ca. 72 % maßgeblich zur Energiebe-reitstellung aus erneuerbaren Energien in Deutschland bei. Der Anteil von Bio-gas an der Stromproduktion betrug 2010 bezogen auf die erneuerbaren Energien rund 12,6 % (inklusive Deponie- und Klärgas 14,4 %) und an der Wärmebe-reitstellung 5,5 %. Biogas und Biomasse werden auch in Zukunft eine wichtige Rolle spielen. Holz, Energiepflanzen, Stroh und tierische Exkremente bieten das Potenzial, einen erheblichen Teil unserer Energie nachhaltig, klimaneut-ral und verhältnismäßig kostengünstig zu erzeugen.
VielseitigeNutzungsmöglichkeiten
Biogas bietet eine Vielzahl von Nutzungs-optionen, z.B. die dezentrale Strom- und Wärmeproduktion, die Verteilung über Wärmenetze, die Einspeisung in das Gasnetz oder die Nutzung als Kraftstoff. Unabhängig von der gewählten Nutzung Abb. 5: BHKW-Aggregat einer Biogasanlage
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Abb. 6: Nutzungsmöglichkeiten von Biogas
sollte eine möglichst effektive Energie-ausnutzung das Ziel sein.
Strom- und Wärme
Derzeit wird der größte Teil des in Deutschland produzierten Biogases di-rekt am Entstehungsort verstromt. Dank der Einspeisevergütung für Strom aus Biomasse gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist die Erzeugung von Strom und Wärme (Kraft-Wärme-Kopp-lung) in Blockheizkraftwerken (BHKW) die derzeit vorrangige Nutzungsart von Biogas. BHKW (Abb. 5) bestehen prinzi-piell aus einem mit Biogas betriebenen
Verbrennungsmotor, der einen Gene-rator zur Erzeugung von elektrischer Energie antreibt. Zum Antrieb des Ge-nerators können auch andere Arten von Motoren und Gasturbinen eingesetzt werden. Aber auch die Stromerzeugung über Brennstoffzellen ist möglich.
Für die Verstromung von Biogas ste-hen mehrere Motorbauarten und Ver-brennungsverfahren zur Verfügung. Es werden insbesondere Gas-Otto-Motoren und Zündstrahlmotoren eingesetzt.
Gas-Otto-Motoren sind in der Lage, das Biogas ab einer Methankonzentration
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von 45 % direkt zu verbrennen. Zünd-strahlmotoren benötigen zur Verbren-nung des Biogases ein Zündöl zur Ein-leitung des Verbrennungsprozesses. Optimierte Zündstrahlmotoren kom-men mit einer Menge von 2 % Zündöl aus, ältere Systeme benötigen noch bis zu 10 %. Gemäß den Regelungen des EEG darf seit 2007 für Neuanlagen kein Zündöl auf fossiler Basis mehr einge-setzt werden.
Bei der Auswahl des BHKW sollte auf hohe Wirkungsgrade und eine geringe Reparaturanfälligkeit geachtet werden.Besonders bei Kofermentationsanlagen kann es zu Schwankungen bei der Quali-tät und Menge des Gases kommen, was Schäden am Motor verursachen kann. Abhilfe lässt sich durch elektronische Mo-torkontrollsysteme schaffen. Beim Betrieb von BHKW sind bestimmte Rahmenbe-
dingungen, wie insbesondere die vorge-schriebenen Wartungsintervalle und die Anforderungen an den Aufstellraum, zu beachten.
Mikrogasturbinen haben einige Vorteile gegenüber Verbrennungsmotoren, wie die kostengünstigere und einfachere Ab-wärmenutzung oder einen geringeren Wartungsaufwand. Nachteilig zu nen-nen sind der geringere Wirkungsgrad und die höheren Investitionskosten.
In der Entwicklung ist auch der Einsatz von Stirlingmotoren und Brennstoff-zellen. Stirlingmotoren (Heißgasmoto-ren) stellen geringe Ansprüche an die Gasqualität, haben aber nur einen Wir-kungsgrad von 24–28 %. Sie sind der-zeit nur in kleinen Leistungsklassen (bis 100 kWel) erhältlich. Biogas lässt sich auch in verschiedenen Brennstoffzel-lentypen nutzen. Hier muss das Bio-gas aufbereitet (insb. Entfernung von Schwefel, Kohlenmonoxid und weiterer Schadstoffe) und reformiert (Überfüh-rung von Biogas in Wasserstoff) werden. Dem sehr guten Wirkungsgrad (von bis zu 50 %) und fast emissionsfreier Be-triebsweise stehen derzeit die sehr ho-hen Investitionskosten und technischer Entwicklungsbedarf entgegen.
Ein Teil der BHKW-Abwärme kann mit-tels der ORC-Technik nachverstromt werden. ORC steht für Organic Rankine Cycle und beschreibt einen thermody-namischen Kreisprozess. Die BHKW-Abwärme (meist über 450 °C) ver-dampft ein organisches Arbeitsmedium (z.B. Silikonöl). Dieses Thermoöl treibt
Abb. 7: Abwärmenutzung einer Biogasanlage im Gewächshaus
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dann eine Turbine an, die über einen gekoppelten Generator Strom erzeugt.
Neben der elektrischen Energie fallen beim BHKW-Betrieb etwa zwei Drittel als Wärmeenergie an. Aus ökologischer Sicht und für eine effiziente Auslastung der Anlage ist eine Wärmenutzung sinn-voll und notwendig. Von der zur Verfü-gung stehenden Wärme werden ca. 25 % für die Beheizung des Fermenters be-nötigt. Abzüglich der Verluste (ca. 15 %) können dann 50–60 % für die Wärme-versorgung von Gebäuden genutzt oder vermarktet werden.
Die Motorwärme kann auf verschiede-nen Wegen genutzt werden und damit wesentlich zur Wirtschaftlichkeit der Anlage beitragen. Beispiele sind das Beheizen von Wohn- und Wirtschafts-gebäuden des landwirtschaftlichen Be-triebes oder der Anschluss an Nah- und Fernwärmenetze, womit dann auch ent-fernte Verbraucher mit Wärme versorgt werden können. Es gibt inzwischen viele Beispiele der Versorgung von Wohngebieten, kommunalen und ge-werblichen Einrichtungen mit Biogas-wärme.
Über sogenannte Sorptionverfahren kann die Wärme auch in Kälte um- gewandelt werden, die dann z.B. im landwirtschaftlichen Betrieb für die Milchkühlung oder in Kühlhäusern genutzt werden kann. Die Kraft-Wär-me-Kälte-Kopplung bei Biogasanlagen findet zunehmend Interesse und kann eine verbesserte Wärmenutzung in den Sommermonaten ermöglichen.
Biomethan und Kraftstoff
In den letzten Jahren hat sich die Bio-gasaufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz etabliert. Um Biogas als Erdgassubstitut nutzen zu können, wird es in aufwendigen Verfahren auf Erd-gasqualität gebracht. Das aufbereitete Biogas, nun Biomethan oder auch Bio-erdgas genannt, wird dann durch die Infrastruktur des Gasnetzes transpor-tiert. Dadurch ist die Nutzung an einem beliebigen Standort mit hohem ganzjäh-rigen Wärmebedarf möglich. Außerdem kann das Biomethan im vorhandenen umfangreichen Gasnetz mit den unter-irdischen Kavernen (natürliche oder künstlich geschaffene Hohlräume) ge-speichert werden. Die Einspeisung in das Erdgasnetz ermöglicht auch die di-rekte Wärmenutzung (z.B. mittels Gas-brennwertthermen) sowie die gekop-pelte Wärme- und Stromerzeugung in Gas-Heizkraftwerken mit kommunalen Wärmenetzen. Gesetzliche Vorgaben regeln die Nutzung von erneuerbaren Energien bei Neubauten. So kann Bio-gas im Sinne des Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz mit einer Beimischung von mind. 30 % in KWK-Anlagen ein-gesetzt werden.
Wie beim Prinzip des Öko-Stroms wird das Biomethan vom Hersteller am Er-zeugungsort in das Erdgasnetz einge-speist. Der Endkunde entnimmt dann das Biomethan als äquivalente Menge Erdgas an seinem Standort. Privathaus-halte und Gewerbekunden können das Biomethan zur alleinigen Wärmeerzeu-gung in Gasheizkesseln einsetzen oder
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es in KWK-Anlagen zur Erzeugung von Wärme und Strom nutzen.
Vom Prinzip her ähnlich ist die Ver-teilung von Biogas mittels Mikrogas-netzen. Hier wird das Rohbiogas vom Fermenter zu einem bzw. mehreren Sa-telliten-BHKW transportiert, die direkt beim Wärmenutzer stehen. Bei dieser Variante beschränkt sich der Aufberei-
tungsaufwand für das Rohbiogas auf die Entschwefelung und Trocknung. Vorteilhaft und wertschöpfend ist hier die Steigerung des Gesamtwirkungs-grades durch die bessere Wärmeaus-nutzung.
Zu Beginn des Jahres 2011 wurden in Deutschland ca. 52 Biomethan-Anlagen mit einer jährlichen Einspeisemenge von
2006 2007 2008 2009 2010 2011*
Anlagenzahl
1,137
15
52
107
* PrognoseAufbereitungskapazität Anlagenzahl
20
30
10
0
50
40
60
70
80
90
100
110
20
30
10
50
40
60
70
80
90
100
110
6,1
34,1
68,1
2,7
33
22,3
Biomethan im Erdgasnetz
2009 : 187 Mio. Nm3
2010 : 280 Mio. Nm3
2011*: 570 Mio. Nm3
Quelle: Dena, Bundesnetzagentur, DBFZ
Biogasanlagen zur Biomethan-Produktion in Deutschland
© FNR 2011
0
Aufbereitungskapazität 1.000 Nm3 Biomethan/h
Abb. 8: Biogasanlagen zur Biomethanproduktion
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etwa 280 Millionen Kubikmetern betrie-ben. Das Ziel der Bundesregierung ist es, bis 2020 jährlich sechs Milliarden Ku-bikmeter Erdgas durch Biogas zu erset-zen. Zur Erreichung dieses Zieles sind jährlich 110 neue Anlagen neu in Betrieb zu nehmen (mit der durchschnittlichen derzeitigen Aufbereitungskapazität).
Biomethan kann auch als Kraftstoff in Erdgasfahrzeugen genutzt werden. In Europa sind Schweden und die Schweiz als Vorreiter zu nennen, wo schon seit Jahren Biogas als Kraftstoff in PKW, Bussen und LKW oder auch Schienen-fahrzeugen eingesetzt wird. Im Ver-gleich zu den herkömmlichen Kraftstof-fen zeichnet sich Biomethan durch ein sehr hohes CO₂-Einsparpotenzial aus. Bereits bei Beimischungen von 20 % Bio-methan im Erdgas kann der Kohlendi-oxidausstoß gegenüber Benzin um 39 % verringert werden.
In Deutschland steht diese Nutzungs-art allerdings noch in den Anfängen. Trotz einsatzbereiter Technik werden die Potenziale nicht ausgeschöpft. Der-zeit gibt es zwei öffentliche und eine be-triebliche Tankstelle, an der reines Bio-methan erhältlich ist, aber etwa ⅓ der 900 Erdgastankstellen deutschlandweit bietet bereits Bioerdgas an, Tendenz steigend.
Fast alle Hersteller haben inzwischen ausgereifte Modelle mit mono- oder bi-valentem Antrieb (Gas und Benzin) im Sortiment. Biomethan als Kraftstoff ist außerhalb der Quotenverpflichtung zu-nächst bis 2015 steuerbefreit.
Prozessbiologie
Biogas ist ein Produkt des mikrobiel-len Abbaus von organischen Stoffen in feuchter Umgebung unter Luftabschluss (anaerobes Milieu). In der Natur findet dieser biologische Zersetzungsprozess u.a. auf dem Grund von Gewässern, in Mooren oder auch im Pansen von Wie-derkäuern statt.
Der Vergärungsprozess läuft prinzi-piell in vier voneinander abhängigen Teilschritten (Hydrolyse, Acidogenese, Acetogenese und Methanogenese) ab, an denen jeweils verschiedene Gruppen von Mikroorganismen beteiligt sind.
Das gebildete Gasgemisch besteht über-wiegend aus• 50–75 % Methan (CH₄),• 25– 45 % Kohlendioxid (CO₂),• 2–7 % Wasserdampf (H₂O),• < 2 % Sauerstoff (O₂),• < 2 % Stickstoff (N₂),• < 1 % Ammoniak (NH₃),• < 1 % Schwefelwasserstoff (H₂S) und • < 2 % Spurengasen. In der Hydrolyse (Verflüssigungsphase) werden die komplexen organischen Ver-bindungen in einfachere Verbindungen zerlegt. Diese Produkte werden in der an-schließenden Versäuerungsphase (Acido-genese) zu organischen Säuren abgebaut. Hierbei entstehen außerdem Alkohole, Wasserstoff und Kohlendioxid als Aus-gangsstoffe für die Methanproduktion. In der nachfolgenden Essigsäurephase (Ace-togenese) werden die organischen Säuren und Alkohole zu Essigsäure, Wasser und
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Kohlendioxid. Die Produkte der voran-gegangenen Phasen werden dann in der abschließenden Methanbildungsphase (Methanogenese) zu Methan, Kohlendi-oxid und Wasser umgesetzt.
Grundsätzlich finden die vier Phasen im Fermenter zeitgleich und parallel statt. Aufgrund der unterschiedlichen
Milieubedingungen der verschiedenen Mikroorganismen muss daher ein Kom-promiss der optimalen Parameter, wie Temperatur, pH-Wert oder Nährstoff-versorgung gefunden werden. Der Ver-gärungsprozess ist empfindlich gegen-über Störungen, die aus betriebstech- nischen Gründen oder durch Hemmstof-fe hervorgerufen werden. Letztere kön-nen bereits in geringen Mengen negativ auf den Vergärungsprozess wirken.
Ausgangsstoffe
Für die Biogasgewinnung lassen sich eine Vielzahl organischer Substrate ver-wenden. In landwirtschaftlichen Anla-gen dienen überwiegend tierische Exkre-mente (z. B. Rinder- und Schweinegülle) und gezielt angebaute Energiepflanzen als Substrate. Mit deren Hilfe kann jedes Jahr aufs Neue Biomasse bereitgestellt werden. Inzwischen hat sich bereits ein Markt für Biogassubstrate aus nachwach-senden Rohstoffen entwickelt, deren Ein-satz vermutlich weiter ansteigen wird.
So verteilt sich derzeit der Substratein-satz gemäß einer Betreiberumfrage des DBFZ in den bundesweit betriebenen Biogasanlagen auf 45 % tierische Exkre-mente, 46 % nachwachsende Rohstoffe (Energiepflanzen), 7 % Bioabfälle sowie auf 2 % Reststoffe aus Industrie und Landwirtschaft (Abb. 10).
Als nachwachsende Rohstoffe kommen zum Beispiel Mais, Getreide, Gräser, Son-nenblumen u.v.m. infrage, wobei der- zeit Mais aufgrund der besten Flächen-
Abb. 9: Vereinfachte Darstellung des Abbaus organischer Substanz bei der Biogasgewinnung
1. Phase: Hydrolyse
2. Phase: Versäuerung
Fettsäuren, Aminosäuren, Zucker(kurzkettige Monomere u. Dimere)
4. Phase: Methanbildung
Essigsäure (CH³COOH), Kohlendioxid (CO²),Wasserstoff (H²) u.a.
3. Phase: Essigsäurebildung
Kurzkettige organische Säuren(z.B. Propionsäure),
Alkohole
Substrate
Fette, Eiweiße, Kohlenhydrate(langkettige Polymere)
Biogas
Methan (CH4), Kohlendioxid (CO²),Schwefelwasserstoff (H²S) u.a.
17
effizienz und Kostenstruktur den größ-ten Anbauumfang einnimmt. Für Mais sprechen hohe Trockensubstanz- und Energieerträge sowie der geringere Pflanzenschutzaufwand im Vergleich zu Getreide. Als Risiken sind der negative Einfluss auf Bodenfruchtbarkeit und Biodiversität zu nennen.
Als Folge der zunehmenden Kritik am Maisanbau wird, vermehrt an Alterna-tiven geforscht. Ziel ist es, den Energie-pflanzenanbau nachhaltig und umwelt-schonend durchzuführen. Zunehmende Bedeutung kommt der Rübe zu, die ein
ähnliches Ertragspotenzial wie Mais hat. Derzeit gibt es zahlreiche und aussichts-reiche Forschungsprojekte, die diese Entwicklung forcieren.
Bei der Nutzung von Gras ist hingegen ein höherer Flächenbedarf einzuplanen. Weiterhin wird derzeit auch der An-bau von Mischkulturen, Wildpflanzen und Exoten wie der Durchwachsenen Silphie oder Sorghum-Arten in For-schungsprojekten untersucht. Insgesamt soll der Energiepflanzenanbau in ent-sprechende Fruchtfolgen eingebunden werden und durch weitere geeignete
Abb. 10: Massebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen (Betreiberumfrage)
Quelle: DBFZ 2010
Nawaro 46 %
2 % industrielleund landw.Reststoffe
7 % Bioabfall
Gesamt: 14.057 PJ
45 % Exkremente
Massebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen
© FNR 2011
18
Abb. 11: Biogaserträge verschiedener Substrate
Biogasausbeuten
Quelle: FNR 2010 (Leitfaden Biogas) © FNR 2011
0 50 100 150 200
Biogasertrag (Nm³/t FM)
Substrat
Maissilage
Getreide-GPS
Grassilage
Grünschnitt
Grünroggensilage
Apfeltrester
Geflügelmist
Zuckerrübe
Sudangras
Sonnenblumensilage
Biertreber
Zuckerhirse
Futterrübe
Rindermist
Rübenpressschnitzel
Kartoffelschlempe
Schweinegülle
Rindergülle 56 %
61 %
53 %
72 %
55 %
56 %
54 %
59 %
57 %
55 %
55 %
64 %
68 %
53 %
60 %
54 %
55 %
53 %
Methangehalt in %
Maßnahmen, wie z.B. Blühstreifen, ent-zerrt werden (mehr Informationen unter www.energiepflanzen.info).
Die Nutzung von Gülle und anderen Wirtschaftsdüngern ist nicht nur aus Sicht des Klimaschutzes (Emissionsver-
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meidung) von großer Bedeutung, son-dern hat auch eine prozessstabilisierende Wirkung.
Da ein Großteil der Substrate in der Landwirtschaft anfällt, besteht hier auch das größte Potenzial für die Bio-gaserzeugung. Die verschiedenen Sub- strate führen wie in Abb. 11 gezeigt zu unterschiedlichen Gaserträgen. Je nach Zusammensetzung schwankt auch der Methangehalt.
Neben nachwachsenden Rohstoffen, Ex-krementen, Futterresten und weiteren landwirtschaftlichen Bioabfällen und Reststoffen eignen sich auch außerland-wirtschaftliche Substrate, wie Rückstän-de aus der Lebensmittelindustrie (z.B. Trester, Schlempe, Fettabscheiderrück-stände), Gemüseabfälle von Großmärk-ten, Speiseabfälle, Rasenschnitt, Land-schaftspflegematerial oder Bioabfälle aus der Kommunalentsorgung für die Biogasproduktion.
Die Gasausbeute der verschiedenen Substrate wird nicht nur durch deren Gasbildungspotenzial bestimmt. Er-heblichen Einfluss hierauf haben auch die technologischen und biologischen Kennziffern der Anlage und des Gär-prozesses. Die Energieproduktion ergibt sich aus dem Produkt von täglicher Gas-menge und spezifischem Energieinhalt (Ø 6 kWh/m³ Biogas).
Mit der Kofermentation (gemeinsame Vergärung) außerlandwirtschaftlicher Reststoffe werden zwar natürliche Stoff-kreisläufe geschlossen, doch können
auch Schadstoffe (insbesondere Schwer-metalle) und Störstoffe mit der Aus-bringung des Gärrestes auf die land-wirtschaftlichen Nutzflächen gelangen. Deshalb sind hier die Vorschriften des Abfallrechts, der Bioabfallverordnung, der EU-Hygieneverordnung sowie der Düngemittel- und Düngeverordnung zu beachten. Desinfektions- und Hygieni-sierungsmittel sowie bestimmte Medika-mente sollten nicht in die Biogasanlage gelangen, da sie den Gärprozess stören. Auch zu hohe Ammoniumkonzentra-tionen hemmen die Methanproduktion, weshalb Geflügelkot sowie gelegentlich auch Schweinegülle verdünnt oder mit stickstoffarmen Kosubstraten vermischt werden sollten.
Anlagentechnik und Betrieb
Verfahren
Bei der Biogasgewinnung werden ver-schiedenste Anlagenkonzepte ange-wendet. Diese unterscheiden sich nach Verfahrensmerkmalen wie Trockensub- stanzgehalt, Art der Beschickung oder Anzahl der Prozessphasen.
Bezugnehmend auf den TS-Gehalt wird zwischen Nass- und Trockenvergärung unterschieden, es gibt allerdings keine eindeutige Abgrenzung. Derzeit sind fast alle landwirtschaftlichen Anlagen Nassfermentationsanlagen mit den be-kannten Rundbehältern, d.h. der TS-Ge-halt ist < 15 % (bei höheren TS-Gehalten ist das Material in der Regel nicht mehr pumpfähig). Bei der Nutzung von Gülle
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kommt nur die Nassvergärung in Frage, die zugeführte feste Biomasse muss gut zerkleinert und gemeinsam mit der Flüs-sigkeit pump- und rührfähig sein.
Die Trockenvergärung ist hingegen be-sonders für Betriebe von Interesse, denen weder Gülle noch andere flüssige Basis-
substrate zur Verfügung stehen, die jedoch über genügend stapelbare Bio-masse verfügen. Denn im Gegensatz zur Nassvergärung ist bei der Trockenver-gärung das Gärgut weder pump- noch fließfähig, noch erfolgt eine ständige Durchmischung während der Biogas-herstellung. Aber wie bei der Nassfer-mentation ist ein feuchtes Milieu für den biologischen Vergärungsprozess not-wendig. Dieses wird durch Vermischen mit Prozessflüssigkeit vor der Vergärung oder durch ständiges Besprühen mit Gärflüssigkeit während des Vergärungs-vorgangs hergestellt. Die Verfahren zur Vergärung von stapelbarer organischer Biomasse wurden ursprünglich für die Verwertung von Bio- und Restabfällen entwickelt und finden nun Einsatz im landwirtschaftlichen Bereich. So lassen sich Biomassen mit Trockensubstanz-gehalten von 20–40 % vergären. Zu den einsetzbaren Substraten gehören Fest-
Abb. 13 Einteilung der Verfahren zur Biogasgewinnung nach verschiedenen Kriterien(Leitfaden Biogas; FNR, 2010)
Kriterium Unterscheidungsmerkmale
Trockensubstanzgehalt der Substrate- Nassvergärung- Feststoffvergärung
Art der Beschickung- diskontinuierlich- quasikontinuierlich- kontinuierlich
Anzahl der Prozessphasen- einphasig- zweiphasig
Prozesstemperatur- psychrophil- mesophil- thermophil
Abb. 12: Trockenfermentationsanlage
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Abb. 14: Durchflussbiogasanlage mit Folien-haube als integrierter Gasspeicher
mist, nachwachsende Rohstoffe, Ernte-rückstände als auch Grünschnitt und Bioabfälle.
Die Unterteilung nach der Beschickung mit dem Gärsubstrat kann in kontinuier-liche (z.B. Pfropfenstrom-Verfahren) und diskontinuierliche (z.B. Perkolations-Ver-fahren) Systeme vorgenommen werden. Die meisten Anlagen arbeiten im konti-nuierlichen Verfahren (Durchflussanla-gen). Das Substrat wird dem Fermenter ständig oder in kurzen Intervallen zu-geführt und Biogas sowie der Gärrest werden laufend entnommen. Etwa 70 % der Anlagen in Deutschland entsprechen dieser Bauart. Unterteilt wird diese Bau-art außerdem in Durchfluss- und Durch-fluss-Speicher-Verfahren.
In Speicheranlagen (diskontinuierliches oder Batch-Verfahren) sind Fermenter und Gärlager zusammengefasst. Der Fer-menter wird komplett befüllt und dann luftdicht verschlossen. Nach Abschluss
des Gärprozesses wird der Fermenter dann bis auf einen kleinen Rest zum Animpfen entleert und nachfolgend die nächste Charge eingebracht. Bei hohen TS-Gehalten und faserigen Substraten wird dieses Verfahren angewandt.
Finden alle vier Phasen der anaeroben Gärung (unter Luftabschluss) in einem Behälter statt, spricht man von einem einstufigen Verfahren. Ein zweiphasiger Betrieb besteht bei räumlicher Trennung von Hydrolyse/Versäuerung und Essig-säurebildung/Methanbildung. Dadurch lassen sich günstigere Milieubedingun-gen für die verschiedenen Mikroorganis-men schaffen.
Anlagentechnik
Landwirtschaftliche Biogasanlagen be-stehen in der Regel aus Vorgrube, Faul-behälter und Gärrückstandslager für die flüssigen Komponenten. Bei Kofermen-tationsanlagen können je nach Art der Substrate Annahmebunker, Zerkleine-rung, Störstoffabtrennung und Hygieni-sierung zusätzlich erforderlich sein. Für das entstehende Gas und dessen Ver-wertung folgen Gasspeicher, Gasreini-gung und Blockheizkraftwerk (BHKW) bzw. Gasaufbereitungsanlage.
Die Vorgrube dient der Zwischenabla-gerung von Gülle und Kosubstraten und dem Aufbereiten (Störstoffentfernung, Zerkleinern, Verdünnen, Mischen etc.) des Gärsubstrates. Sie ist so zu dimen-sionieren, dass Schwankungen beim Substratanfall ausgeglichen werden können. Durch geeignete Maßnahmen
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wie Homogenisierung, Hygienisierung, Vorrotte, Hydrolyse oder Desintegration kann die nachfolgende Gärung positiv beeinflusst werden. Der Faulbehälter oder Fermenter, das Kernstück einer Bio-gasanlage, wird aus der Vorgrube mit Gärsubstrat beschickt. Viele unterschied-liche Ausführungen sind möglich (Stahl oder Beton, rechteckig oder zylindrisch, liegend oder stehend). Entscheidend ist, dass der Behälter gas- und wasserdicht sowie lichtundurchlässig ist. Eine Rühr-einrichtung sorgt für die Homogenität des
Substrates, das je nach Ausgangsmaterial unterschiedlich stark zur Ausbildung von Schwimm- und Sinkschichten neigt. Durch die Rührbewegung wird auch das Entweichen des Gases aus dem Substrat unterstützt. Wenn sich Sinkschichten bil-den, z.B. bei Vergärung von Hühnermist oder Bioabfällen, müssen sie regelmäßig mit geeigneten Austragsvorrichtungen entfernt werden. Ein Heizsystem sorgt für die Aufrechterhaltung der Prozess-temperatur, die bei den meisten Anla-gen im mesophilen Bereich (zwischen
Abb. 15: Schema einer landwirtschaftlichen Biogasanlage
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32 und 42 °C) und nur selten im ther-mophilen Bereich (zwischen 50–57 °C) liegt. Geheizt wird meistens mit der Ab-wärme aus dem BHKW, bei Anlagenkon-zepten mit entfernt aufgestelltem BHKW oder bei Biomethananlagen z.B. auch mit Holzhackschnitzel-Heizungen. Vom Fer-menter gelangt das ausgefaulte Substrat in das Gärrückstandslager. Bei neueren Anlagen ist dieses in der Regel abgedeckt und zum Nachgärbehälter ausgebaut. Dadurch wird die Nutzung des Bioga-ses aus der Nachgärung ermöglicht und gleichzeitig werden Emissionen und Ge-rüche vermindert.
Die Größe des Gärrückstandslagers rich-tet sich nach den erforderlichen Lager-zeiten, die sich aus den Vorgaben für eine umweltgerechte Verwertung der Gülle in der Pflanzenproduktion erge-ben (Düngeverordnung). Werden in der Anlage Kosubstrate vergoren, können je nach deren Eigenschaften zusätzliche Baugruppen zur Annahme und Aufbe-reitung der Substrate erforderlich sein. Neben der Zerkleinerung hat die Stör-stoffabtrennung besondere Bedeutung für einen störungsfreien Prozessverlauf und für die Qualität des Gärrückstandes.
Für die Kofermentation von seuchen-hygienisch bedenklichen Substraten wie Bioabfall, Flotatschlamm, Magen- und Panseninhaltsstoffen, Speiseabfällen u.a. sind die Bereiche Substratannahme und Substratverarbeitung durch Einhaltung einer unreinen und einer reinen Seite zu trennen. Ferner ist eine Hygienisierungs-einrichtung erforderlich, in der die Sub-strate für die Dauer von mind. 60 Minu-
ten auf 70 °C erhitzt werden. Dadurch wird verhindert, dass gesundheitsge-fährdende Erreger im Substrat verblei-ben. Gasspeicher dienen zum Ausgleich von Schwankungen zwischen Gaspro-duktion und Gasverbrauch und werden auf eine Speicherkapazität von maximal einer Tagesproduktion ausgelegt. Der Fermenter kann zum einen selbst als Gasspeicher verwendet werden, indem Folienhauben auf dem Reaktor zum Ein-satz kommen. Als externe Gasspeicher werden überwiegend relativ preiswerte Folienspeicher verwendet.
Gasaufbereitung undEinspeisung
Bevor das Gas verwertet wird, müssen Partikel und Kondensat entfernt wer-den. Eine wichtige Maßnahme zum Schutz der BHKW-Motoren gegen Kor-rosion ist die Entschwefelung. Es kom-men unterschiedliche Verfahren zum Einsatz, wobei sich in landwirtschaft-lichen Anlagen vorrangig ein kosten-günstiges Entschwefelungsverfahren durchgesetzt hat, bei dem 3–5 % Luft in den Gasraum zudosiert werden. Bei guter Steuerung lassen sich so Schwefel-abscheidegrade bis zu ca. 95 % erzielen. Dieses Verfahren ist allerdings nicht für die Aufbereitung auf Erdgasqualität ge-eignet. Neben der Entschwefelung wird das Rohbiogas getrocknet und das Koh-lendioxid sowie Sauerstoff und Spuren-gase abgeschieden.
Für die Einspeisung von Biogas in das Gasnetz muss der Methangehalt von 50–55 % auf den im Erdgasnetz
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vorliegenden Methagehalt von bis zu 98 % gemäß DVGW-Arbeitsblätter G260 und G262 erhöht werden. Die Anord-nung der Verfahrensschritte zum Er-reichen der benötigten Mindestqualität ist hauptsächlich von der gewählten Technologie und der Gasqualität des je-
weiligen Ortsnetzes abhängig. Gängige Aufbereitungstechnologien sind Druck-wasserwäsche, Druckwechselabsorpti-on, Aminwäsche, Membrantechnologie und weitere Verfahren. In Abb. 16 sind die generellen Verfahrensschritte der Aufbereitung dargestellt.
Die Übergabe des Biomethans in das Erdgasnetz erfolgt über eine Einspeise-station, bestehend aus Gasdruck-Re-gel-Messanlage, Verdichteranlage und Mengenmessung. An dieser Stelle wird die Gasbeschaffenheit ermittelt und die Kompatibilität zum örtlichen Erd-gasnetz hergestellt. Die Gasnetzzu-gangsverordnung (GasNZV) regelt die Bedingungen unter denen die Gas-netzbetreiber den Biomethan-Produ-zenten den Zugang zu den Gasnetzen gewähren müssen. Gemäß GasNZV sind Netzbetreiber auf allen Druckstu-fen verpflichtet, Biomethananlagen auf Antrag vorrangig an das Gasnetz an-zuschließen und die Verfügbarkeit des Netzanschlusses dauerhaft (zu mind. 96 %) sicherzustellen. Zusammen mit der Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (GasNEV) wird damit dafür Sorge getra-gen, dass Biomethan zu wirtschaftlichen Konditionen eingespeist und transpor-tiert werden kann.
Dieser Prozess und die Einspeisung in das Erdgasnetz rentieren sich wegen der höheren Investitions- und Betriebskos-ten bisher vor allem für größere Biogas-anlagen. Die Neu- und Weiterentwick-lung von Aufbereitungstechnologien schreitet allerdings zügig voran und
Abb. 16: Schema Aufbereitung
Rohbiogas
organisches Material
Reinbiogas
Biomethan
• Entschwefelung• Trocknung• Kohlemdioxidabscheidung• Sauerstoffentfernung• Entfernung weiterer Spurengase
• Odorierung• Brennwertanpassung• Druckanpassung
Biogasproduktion
Gasreinigung und -aufbereitung
Aufbereitung auf Erdgasqualität
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Mess- und Regeltechnik, Sicherheit
Der Biogasprozess lässt sich durch die Erfassung gewisser Parameter kontrol-lieren und steuern. Zu den wichtigsten gehören: Temperatur, pH-Wert, Gasmen-ge, Methangehalt, CO₂- und Schwefel-wasserstoffgehalt. Wichtig ist auch die Bestimmung der flüchtigen organischen Säuren (FOS) im Verhältnis zur Carbo-nat-Pufferkapazität (TAC). Mit Hilfe elek-tronischer Messgeräte können sämtliche Werte kontinuierlich gemessen und aus-gewertet werden. Die Auswertungen las-sen dann z.B. Rückschlüsse zur Gaspro-duktion oder zum BHKW-Wirkungsgrad zu. Wegen der hohen Klimawirksamkeit von Methan muss bei Anlagen mit einer Gasproduktion von mehr als 20 m³/h eine zweite Gasverbrauchseinrichtung (z.B. ein Gasbrenner) oder eine Gasfackel zur Verfügung stehen, in der das Biogas bei
Störungen des BHKW verbrannt wer-den kann. Zum Schutz vor Stromnetz-überlastungen müssen Biogasanlagen > 100 kWel mit entsprechenden techni-schen Vorrichtungen ausgerüstet sein, um ein effektives Einspeisemanagement durch den Netzbetreiber zu ermöglichen.
Biogas ist brennbar und in Mischungen mit 6–12 % Luft explosiv. Aus diesem Grund sind die Sicherheitsregeln für landwirtschaftliche Biogasanlagen (siehe Literaturangaben) und die entsprechen-den allgemeinen Regelwerke zu beach-ten. Grundsätzlich sind die Entstehung und das Entweichen von gefährlichen Gasen zu vermeiden. Die Betreiber haben eine Vielzahl von Nachweisen zu erbrin-gen und Prüfungen durchzuführen, wel-che den sicheren Betrieb gewährleisten. Hierbei sind die technischen Regelwerke (VDI, DIN u.a.) zu beachten. Bei Einhal-tung der gesetzlichen Vorgaben und Er-füllung der Sicherheitsstandards stellt der Umgang mit Biogas kein größeres Risiko dar als der mit Erdgas.
Gärrest
Die Rückstände der Vergärung werden allgemein Gärrest oder Biogasgülle ge-nannt. Das Rückführen dieser Gärreste auf die substratliefernden Ackerflächen führt zu einem geschlossenen Nähr-stoffkreislauf. Generell sind Gärreste, wie auch Wirtschaftsdünger, dem Dün-gemittelrecht unterstellt, wenn sie des-sen Anforderungen erfüllen. Unbelas-tete Gärreste aus landwirtschaftlichen Biogasanlagen werden als hochwertige organische Dünger genutzt. Insgesamt
bietet Perspektiven für eine weitere Zahl von Anlagen.
Abb. 17: Aufbereitungsanlage
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Rechtliche Rahmenbe- dingungen und Förder- möglichkeiten
Rechtliche Rahmenbedingungen Für die Errichtung und den anschlie-ßenden Betrieb von Biogasanlagen so-wie die Ausbringung der Gärreste ist eine Vielzahl von Gesetzen und Ver-ordnungen zu beachten. Diese Anforde-rungen umfassen das Planungs-, Bau-, Wasser-, Naturschutz- und Abfallrecht. Ebenso sind die Vorschriften von Im-missionsschutz-, Düngemittel- und Hy-gienerecht relevant.
In Abhängigkeit von der Anlagengröße oder der Art der zu verarbeitenden Substrate unterliegt die Errichtung einer Biogasanlage dem Bau- oder Im-missionsschutzrecht (Abb. 18). Das Bau-genehmigungsverfahren richtet sich nach der jeweiligen Landesbauordnung. In der Regel ist dieses einfacher sowie weniger zeit- und kostenintensiv als ein BImSchG-Verfahren. Unterschieden wird zwischen Bauplanungsrecht (ge-planter oder ungeplanter Innenbereich, Außenbereich) und Bauordnungsrecht. Im letzteren werden Fragen von Ab-standsflächen, Zufahrtsstraßen, Brand-schutz usw. geregelt.
wird die Qualität der Wirtschaftsdün-ger verbessert, da Krankheitserreger und Unkrautsamen zum Teil abgetötet und Nährstoffe besser pflanzenverfüg-bar werden, so dass deren gezieltere Anwendung als Ersatz für Mineral-dünger ermöglicht wird. Auch ist der Gärrest im Vergleich zu Gülle weniger geruchsintensiv und weniger aggressiv zu den Pflanzen. Die Nährstoffzusam-mensetzung kann je nach Ausgangs-substraten stark schwanken. Gärreste aus der Trockenfermentation sind dem Stallmist ähnlich.
Für die Gärrestlagerung müssen geeig-nete wasserdichte Behälter verwendet werden. Aufgrund von Ammoniak- und weiteren klimarelevanten Emissionen ist eine gasdichte Abdeckung inzwi-schen gesetzlich vorgeschrieben.
Werden Bioabfälle mitvergoren, gelten dann abfallrechtliche und seuchenhy-gienische Vorgaben. In der Regel wird der Gärrest hier vor der Ausbringung hygienisiert (z.B. durch Erhitzen). Die Ausbringung hat entsprechend Dün-geverordnung und ggf. weiterer anzu-wendender Vorschriften zu erfolgen. Hierfür kann die vorhandene Gülle- bzw. Dungtechnologie genutzt wer-den. Ziel ist eine optimale Ausnutzung der Nährstoffe und Verringerung von Nährstoffverlusten.
Insbesondere in Regionen mit hoher Anlagen- und Viehdichte ist eine sinn-volle Düngenutzung von Gülle und Gärrest häufig nicht mehr gegeben. Hier ist eine Aufbereitung der Gärreste
und Vermarktung (getrocknet oder pelletiert) sinnvoll. Mit verschiedenen Verfahren kann die Nährstoffkonzen-tration erhöht und der Gärrest trans-portfähig gemacht werden.
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Genehmigungen nach dem BImSchG untersuchen mögliche Immissionen (Luftverschmutzung, Lärm, Geruch), die bei Bau und Betrieb von Biogas-anlagen hervorgerufen werden könn-ten. Die Betreiber haben entsprechen-de Vorsorgemaßnahmen zu treffen. Grenzwerte sind in den TA Luft und TA Lärm sowie der Geruchsimmis-sions-Richtlinie festgelegt. Innerhalb des BImSch-Verfahrens wird ebenfalls eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchgeführt.
Sollen Abfälle verwertet werden, muss sichergestellt werden, dass die Vorga-ben der EU-Hygiene-Verordnung oder der Bioabfallverordnung eingehalten werden. Während die EU-HygieneV beim Einsatz von tierischen Neben- produkten (einschließlich Wirtschafts-dünger) zu beachten ist, gilt für pflanz-liche Abfälle (auch Speiseabfälle und Biotonne) die BioAbfV. Grundsätzlich dürfen alle im Anhang 1 der BioAbfV gelisteten Stoffe in der Biogasanlage eingesetzt werden. Die EU-HygieneV unterteilt die Materialien in drei Klassen und legt die verschiedenen Zulassungs-bedingungen wie Abstände, Hygieni-sierung, Sicherheit und Überwachung sowie Reinigung und Desinfektion fest. Auch ist bei tierischen Nebenprodukten das Tierische Nebenprodukte-Beseiti-gungsgesetz einzuhalten. Nach BioAbfV müssen auf den Boden aufgebrachte Gärreste, die pflanzliche Abfälle ent-halten, phyto- und seuchenhygienisch unbedenklich sein. Die Düngemittel-verordnung schreibt vor, dass die Stof-fe, die in Verkehr gebracht werden,
hygienisch unbedenklich sein müssen. In Abb. 19 sind die unterschiedlichen Rechtsvorgaben dargestellt, die je nach Verwertung des Gärrestes einzuhalten sind. In der Düngemittelverordnung hat der Gesetzgeber Einschränkungen in Bezug auf die Zusammensetzung der Gärrückstände und die Ausgangsstoffe festgelegt.
Informationen über die Durchführung der Genehmigungsverfahren und die erforderlichen Unterlagen können bei den zuständigen Behörden der Länder und bei den Gewerbeaufsichtsämtern angefordert werden.
Anlagen zur biologischen Behandlung(4. BlmSchV) von nicht besonders über-wachungbedürftigen Abfällen > 10 t/Tag
Genehmigung einer landwirtschaftlichen Biogasanlage
Baugenehmigung
nein
ja
ja
ja
ja
ja
nein
nein
nein
nein
Genehmigungsverfahren nachBundes-Immissionsschutzgesetz
Errichtung der Biogasanlage im Zusammenhang miteiner genehmigungsbedürftigen Tierhaltungsanlagez.B. >2.000 Schweinemastplätze (4. BlmSch V)
Güllelagerungskapazität > 2.500 m³ (4. BlmSch V)
Feuerungswärmeleistung des BHKW > 1 MW(4. BlmSch V)
Lagerung nicht besonders überwachungsbedürftigerAbfälle > 10 t (4. BlmSch V)
Abb. 18: Genehmigungskriterien
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Förderungen
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) regelt die Abnahme und Vergütung für Strom aus erneuerbaren Energien. Es ist erstmalig im Jahr 2000 in Kraft getreten und wurde in den Jahren 2004 und 2009 unter Berücksichtigung der Marktent-wicklungen novelliert. Das EEG hat die Rahmenbedingungen für die Strom-erzeugung aus erneuerbaren Energien immens verbessert. Insbesondere die Novellierungen führten zu einer sehr positiven Entwicklung der Biogasbran-che. Mit einer neuen Novelle zum EEG, die 2012 in Kraft tritt, will die Bundes-regierung das Gesetz vereinfachen und transparenter gestalten. Zugleich soll dem „Wildwuchs“ der Boni und den
Nutzungskonkurrenzen (z.B. zuneh-mender Maisanbau) entgegengewirkt und den Belangen des Naturschutzes Rechnung getragen werden.
Auch im novellierten EEG wird es die Grundvergütung für die Einspeisung von Strom aus Biogas in das öffentliche Stromnetz geben. Diese ist für das Jahr der Inbetriebnahme und die folgenden 20 Jahre festgeschrieben und unterliegt einer jährlichen Degression (bisher 1 %, nach dem EEG 2012 dann 2 %). Nach dem derzeit gültigen EEG wird die Grundvergütung durch verschiedene kumulative Boni ergänzt, die als Tech-nologie-, KWK-, Gülle-, NawaRo-, Luft-reinhaltungs- oder Landschaftspflege-bonus gewährt werden. Die Gewährung
Abb. 19: Rechtsvorgaben
Rechtsvorgaben betroffene Substrate
nährstoffbezogene Regelung
DüngeVDüngemittelV
- alle Substrate- alle Substrate, die nicht auf betriebs- eigenen Flächen ausgebracht werden
schadstoffbezogene Regelung
BioAbfVTierNebG
- alle Bioabfälle, die nicht der EU-HygieneV unterliegen - Gärreste mit Bioabfall als Koferment
Regelungen in Bezug auf die Produkthygiene
EU-HygieneVDüngemittelVBioAbfVTierNebG
- Substrate tierischer Herkunft- alle Substrate, die nicht auf betriebs- eigenen Flächen ausgebracht werden- alle Bioabfälle, die nicht der EU-HygieneV unterliegen - Gärreste mit Bioabfall als Koferment
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Abb. 20: Vergütung für Strom aus Biogas gemäß EEG 2009
Vergütung nach EEG 2009Vergütungshöhe
in ct/kWh
2010 2011Grundvergütung
bis 150 kWel 11,55 11,44150 bis 500 kWel 9,09 9,00500 kWel bis 5 MWel 8,17 8,095 MWel bis 20 MWel 7,71 7,63
NawaRo-Bonusbis 150 kWel 6,93 6,86150 bis 500 kWel 6,93 6,86500 kWel bis 5 MWel 3,96 3,92
Gülle-Bonusbis 150 kWel 3,96 3,92150 bis 500 kWel 0,99 0,98
Landschaftspflegematerial-Bonusbis 500 kWel 1,98 1,96
Emissionsminderungs-Bonus bis 500 kWel 0,99 0,98
Technologie-BonusInnovative Anlagentechnik bis 5 MWel 1,98 1,96Gasaufbereitung bis 350 Nm³ 1,98 1,96Gasaufbereitung 350 Nm³ bis 700 Nm³ 0,99 0,98
KWK-Bonusbis 20 MWel 2,97 2,94
von Grundvergütung und Boni sind an verschiedene Nachweispflichten gebun-den und sind je nach Anlagengröße ge-staffelt.
Für Anlagen, die ab 2012 in Betrieb gehen, wird es neben der weiterhin gestaffelten
Grundvergütung zwei Rohstoffvergü-tungsklassen geben. So sind in der Klas-se 1 z.B. die nachwachsenden Rohstoffe und in der Klasse 2 ökologisch vorteil-hafte Einsatzstoffe wie Gülle oder Land-schaftspflegematerial eingeteilt. Bioab- fallvergärungsanlagen und Anlagen zur
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Abb. 21: Vergütung für Biomasse- /Biogasanlagen nach dem EEG 2012
Vergütung nach EEG 2012 Vergütungshöhein ct/kWh
2012 20139
Grundvergütungl, ³
bis 150 kWel 14,30 14,01bis 500 kWel 12,30 12,05bis 5 MWel8 11,00 10,78bis 20 MWel8 6,00 5,88
Sondervergütung2 bis 75 kWel 25,00 24,50Rohstoffvergütung³
Einsatzstoffver-gütungsklasse I
bis 500 kWel 6/64 6/64
bis 750 kWel 5/2,54 5/2,54
bis 5 MWel 4/2,54 4/2,54
Einsatzstoffver-gütungsklasse II
bis 500 kWel 8 8bis 5 MWel 8/65 8/65
Gasaufbereitungsbonus6
bis 700 Nm³ 3,00 2,94bis 1.000 Nm³ 2,00 1,96bis 1.400 Nm³ 1,00 0,98
Bioabfallvergärung7
bis 500 kWel 16,00 15,68bis 20 MWel 14,00 13,72
l einschließlich Wärmenutzungsverpflichtung von mindestens 60 % der anfallenden Wärme; Ausnahme Biomethananlagen, Anlagen mit ≥ 60 Masse % Gülleeinsatz2 Güllekleinanlagen, Einsatz von ≥ 80 Masse % Gülle/Mist³ Grund- und Rohstoffvergütung nur bei ≤ 60 Masse % Mais und Getreidekorn4 Rinden und Waldrestholz5 für Gülle/Mist 6 ct/kWh bei Anlagen > 500 kW bis 5 MW6 700 Nm³/ha (ca. 2,8 MW). 1.000 Nm³/h (ca. 4,0 MW), 1.400 Nm³/h (ca. 5,5 MW)7 ≥ 90 Masse % Bioabfälle gemäß Bioabfallverordnung8 ab 2014 für Neuanlagen > 750 kW Vergütung nur noch durch Direktvermarktung (Marktprämie)9 jährliche Degression von 2 % auf Grundvergütung und Boni, nicht auf Rohstoffvergütung
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Wirtschaftlichkeit
Die Entscheidung für eine Biogasanlage ist mit einem hohen Investment verbun-den. Bei der Planung sind natürlich auch die Fragen der Einbindung der Anlage in die organisatorischen, arbeitswirt-schaftlichen und technischen Betriebs-abläufe sorgfältig zu prüfen. Anlagen-größe und -konzept sowie Standortwahl sind wesentliche Einflussgrößen auf den wirtschaftlichen Erfolg und sorg-fältig auf die vorhandenen Ressourcen Fläche, Arbeit und Kapital abzustim-men. Bereits in der Bauphase geht es darum, die Kosten niedrig zu halten. Für den Bau einer kleinen Biogas- anlage (< 100 kWel) für nachwachsen-de Rohstoffe und Gülle ist mit spezifi-schen Investitionskosten von 3.000 bis 6.000 € pro kW installierter elektrischer Leistung zu rechnen. Mit zunehmen-
der Anlagenleistung nehmen diese ab. So können größere Nassvergärungs-anlagen Anschaffungskosten von etwa 2.000 €/kWel erreichen.
Für den wirtschaftlichen Erfolg einer Biogasanlage sind Kostenkontrolle und -reduzierung ebenso wichtig wie techni-sche Optimierung und Effizienzsteige-rung sowie die Maximierung der Erlöse. Unter den Kostenpositionen des Anla-genbetriebs nehmen die Substratkosten den größten Anteil ein. Preisschwankun-gen und insbesondere erhebliche Steige-rungen bei Substratpreisen können die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen stark beeinflussen. Vor allem Anlagen, die große Mengen an Substrat zukaufen müssen, stehen vor der Herausforde-rung, Substratkosten möglichst langfris-tig abzusichern. Einen wichtigen Ansatz zur Reduzierung der Kosten bietet die Steigerung der Anlageneffizienz. Die Optimierung des Anlagenbetriebs und des biologischen Prozesses ist daher es-senziell, um auch langfristig die Biogas-gewinnung und -nutzung erfolgreich zu gestalten. Maßnahmen der Effizienzstei-gerung beginnen bereits mit der Ener-giepflanzenernte und -silierung. Die Erschließung des vorhandenen Wirt- schaftsdüngerpotenzials kann insbe-sondere bei kleineren Anlagen zum Erfolg führen. Die Erhöhung der Gas-ausbeute und des Methangehaltes, die Abdeckung des Gärrestlagers und Wärmenutzungskonzepte führen eben-falls zur deutlichen Verbesserung der Wirtschaftlichkeit. Weitere rentabilitäts-steigernde Maßnahmen sind ein stabiler Anlagenbetrieb und eine hohe Volllast-
Biomethaneinspeisung werden geson-dert vergütet. Weiterhin wird das EEG Anforderungen hinsichtlich Wärmenut-zung, Einsatz von Mais und Getreide-korn und Effizienzsteigerung beinhalten.
Zusätzlich zum EEG stehen verschiede-ne direkte und indirekte Investitionsför-derungen von EU, Bund und Ländern für den Biogassektor zur Verfügung. Zu nennen ist hier beispielsweise das Marktanreizprogramm (MAP). Eine Übersicht der jeweiligen Förderpro-gramme der Europäischen Union, des Bundes und der Länder erhalten Sie auf der Internetseite der FNR unter www.biogasportal.info
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WeitergehendeInformationen
Fachagentur NachwachsendeRohstoffe e.V. (FNR)OT Gülzow, Hofplatz 118276 Gülzow-PrüzenTel.: 03843/6930-199Fax: 03843/6930-102 e-Mail: info@biogasportal.infowww.biogasportal.infowww.nachwachsenderohstoffe.de
Fachverband Biogas e.V.Angerbrunnenstr. 12, 85356 FreisingTel.: 08161/9846 60e-Mail: [email protected]
Biogasrat e.V.Dorotheenstraße 35, 10117 BerlinTel.: 030/201 43 133e-Mail: [email protected]
Deutsches BiomasseForschungs-Zentrum gGmbH (DBFZ)Torgauer Str. 116, 04347 Leipzig Tel.: 0341/2434-112e-Mail: [email protected]
Leibniz-Institut für AgrartechnikPotsdam-Bornim e.V. (ATB)Abteilung BioverfahrenstechnikMax-Eyth-Allee 100, 14469 PotsdamTel.: 0331/5699-1 11e-Mail: [email protected]
Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft e.V. (KTBL)Bartningstr. 49, 64289 DarmstadtTel.: 06151/7001-0e-Mail: [email protected]
stundenzahl des BHKW. Die Nutzung von organischen Reststoffen aus der Verarbeitungsindustrie kann zur Steige-rung der Gasproduktion und zu zusätz-lichen Einnahmen durch die Abnahme dieser Reststoffe führen. Eine aufmerksame und gewissenhafte Anlagenführung ist wichtig, um Proble-me möglichst früh erkennen zu können. Der tägliche Arbeitszeitbedarf für eine Biogasanlage kann je nach Anlagengröße und Substrateinsatz zwischen 0,5 und 5 Stunden betragen.
Die derzeitigen Forschungs- und Ent-wicklungsarbeiten in Wissenschaft und Industrie forcieren die Ausschöpfung aller Möglichkeiten der Effizienzstei-gerung bei der Nutzung von nach-wachsenden Rohstoffen und anderer Biomassen. Diese beziehen sich auf die gesamte Prozesskette. Eine intensive wissenschaftliche Forschung zur Bio-gaserzeugung hat erst vor wenigen Jahren begonnen. Sie bietet Aussichten auf erhebliche Entwicklungsfortschritte. Ziel ist es, mit weniger Biomasse mehr Energie aus Biogas zu erzeugen und konkurrenzfähig mit fossilen Energie-quellen zu sein.
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Faustzahlen
1 m³ Biogas 0,5 – 0,75 m³ Methan (CH4)
1 m³ Biogas 5,0 – 7,5 kWh gesamt
1 m³ Biogas 1,5 – 3,0 kWhel
1 m³ Biogas ~ 0,6 l Heizöl
1 m³ Methan 9,97 kWh
1 kWh 3,6 MJ (3,6 x 106 Joule)
1 Mrd. kWh 3,6 PJ (3,6 x 1015 Joule)
Gülleanfall Rinder 7,5 – 21,0 m³ / Tierplatz x a
Gülleanfall Schweine 1,2 – 6,0 m³ / Tierplatz x a
Mistanfall Pferde 16 m³ / Tierplatz x a
Gülleanfall Geflügel ~ 7,5 m³ / 100 Tierplätze x a
1 ha Silomais 7.800 – 9.100 m³ Biogas
1 ha Silomais ca. 10 – 20 m³ Faulraum
BHKW Wirkungsgrad elektrisch 30 – 45 %
BHKW Wirkungsgrad thermisch 35 – 60 %
BHKW Wirkungsgrad gesamt 85 – 90 %
BHKW-Laufzeit 7.500 – 8.000 Bh/a
Arbeitsbedarf Biogasanlage 1 – 5 Akh/kWel
Temp.-Schwankungen im Fermenter <± 2 °C pro Tag
Optimaler FOS/TAC-Bereich 0,4 – 0,6
Strombedarf Biogasanlage 7 – 10 %
Wärmebedarf Biogasanlage 25 %
Foliendurchlässigkeit 1,5 ‰ Biogas/Tag
Störfälle Biogasanlagen pro Jahr 1,2 je 10 kWel
Kosten Biomethan-Aufbereitung 250 Nm³ 7,79 – 10,01 ct/Nm³
Kosten Biomethan-Aufbereitung 1.000 Nm³ 5,82 – 6,07 ct/Nm³
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Spezifische Investitionskosten
Biogasanlage bis 250 kWel 3.500 – 6.000 €/kWel
Biogasanlage 250 – 500 kWel 3.000 – 3.500 €/kWel
Biogasanlage ab 500 kWel ≤ 3.000 €/kWel
BHKW (Gasmotor) 150 kWel 875 €/kWel
BHKW (Gasmotor) 250 kWel 738 €/kWel
BHKW (Gasmotor) 500 kWel 586 €/ kWel
Biomethan-Aufbereitungsanlage 250 Nm³/h 13 –17 €/MWh
Biomethan-Aufbereitungsanlage 1.000 Nm³/h 7–13 €/MWh
Abkürzungen
a Jahr
Bh Betriebsstunden
BHKW Blockheizkraftwerk
ct Eurocent
DBFZ Deutsches Biomasse- ForschungsZentrum gGmgH
DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.
el. elektrisch
FM Frischmasse
GV Großvieheinheit
h Stunde
ha Hektar
KWK Kraft-Wärme-Kopplung
kW Kilowatt
kWh Kilowattstunde
m³ Kubikmeter
MJ Megajoule
Mrd. Milliarde(n)
MW Megawatt
PJ Petajoule
TA Technische Anleitung
th thermisch
TS Trockensubstanz
VDI Verband DeutscherIngenieure e.V.
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Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (Hrsg.):Diese und weitere Veröffentlichungen der FNR können kostenlos unterwww.biogasportal.info bestellt oder heruntergeladen werden.
Basisdaten Bioenergie (Juli 2011)
Einsatz von Hilfsmitteln zur Steigerung der Effizienz und Stabilität des Biogasprozesses (Gülzower Fachgespräch Band 35, 2011)
Leitfaden Biogas (5. vollständig überarbeitete Auflage, 2010)
Standortangepasste Anbausysteme für Energiepflanzen (März 2010)
Biogas-Messprogramm II (2009)
Tagungsband „Biogas in der Landwirtschaft – Stand und Perspektiven“(Gülzower Fachgespräch Band 32, 2009)
Gärrestaufbereitung für eine pflanzenbauliche Nutzung(Gülzower Fachgespräch Band 30, 2009)
Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz (4. Auflage, 2009)
Tagungsband „Biogasaufbereitung zu Biomethan“ (FNR/ISET 2008)
Erdgassubstitute aus Biomasse (Gülzower Fachgespräch Band 29, 2008)
Messen, Steuern, Regeln bei der Biogaserzeugung(Gülzower Fachgespräch Band 27, 2008)
Studie „Verwertung von Wärmeüberschüssen bei landwirtschaftlichenBiogasanlagen“ (2007)
Trockenfermentation (Gülzower Fachgespräch Band 24, 2006)
Ergebnisse des Biogas-Messprogramms I (2005)
Trockenfermentation (Gülzower Fachgespräch Band 23, 2004)
Literatur
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Finanzierungspraxis von Biogasanlagen in der Landwirtschaft(Degenhart; Gabler-Verlag, Wiesbaden, 2011)
Biogasanlagen im EEG(Loibl, Maslaton, von Bredow, Walter; Erich Schmidt Verlag, Berlin, 2011)
Gasausbeute in landwirtschaftlichen Biogasanlagen (Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (Hrsg.), Darmstadt, 2010)
Ratgeber Biogas – Fachwissen kompakt (DLV-Verlag (Hrsg.), München, 2010)
Faustzahlen Biogas (Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (Hrsg.), Darmstadt, 2009)
Biogasanlagen in der Landwirtschaft (aid Infodienst (Hrsg.), Bonn, 2009)
Schwachstellen an Biogasanlagen verstehen und vermeiden (Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (Hrsg.), Darmstadt, 2009)
Sicherheitsregeln für Biogasanlagen (Bundesverband der landwirtschaftlichen Berufsgenossenschaften (Hrsg.), Kassel, 2008)
Biogas und Umwelt – Ein Überblick (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Hrsg.), Berlin, 2008)
Biogas-Praxis (Eder, Schulz, ökobuch Verlag, Staufen bei Freiburg, 2006)
Biogasanlagen (Görisch, Helm (Hrsg.), Eugen Ulmer Verlag, Stuttgart, 2006)
Biogaserzeugung im ökologischen Landbau (Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (Hrsg.), Darmstadt, 2006)
Energie aus Biomasse – Grundlagen, Techniken und Verfahren(Kaltschmitt, Hartmann (Hrsg.), Springer-Verlag, Berlin, 2002)
Weitere Biogasliteratur
Herausgeber
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR)OT Gülzow • Hofplatz 1 • 18276 Gülzow-PrüzenTel.: 0 38 43 / 69 30 - 0Fax: 0 38 43 / 69 30 - 1 [email protected] • www.fnr.de
Mit Förderung des Bundesministeriums für Ernährung, Landwirtschaft undVerbraucherschutz aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages.
Gedruckt auf Papier aus Durchforstungsholz mit Farben auf Leinölbasis.
Bestell-Nr. 175
