6_2021 Leseprobe

www.biogas.org Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 24. Jahrgang 

6_2021 

BI 

GAS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

Gasmarkt: Asien treibt 

die Preise S. 46 

Biomethan-Südausschrei bung – 

ein Meinungsbild S. 80 

Belgien: Gasaufbe reitung 

mit Tankstelle S. 104 

Ab Seite 52 

TECHNIK & 

INNOVATION

INHALT 

BIOGAS JOURNAL | 6_2021 

Alles aus einer Hand - 

Ihren Anforderungen entsprechend! 

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Produktion 

Flachbett- & 

Schüttbettadsorber 

auf Basis 

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EDITORIAL 

Wir dämpfen die 

Preise bei Strom, Gas 

und Nährstoffen 

Liebe Leserinnen und Leser, 

die aktuellen Branchenzahlen, siehe auch 

Artikel ab Seite 86, lassen Licht und Schatten 

erkennen. Allgemein sind sie unbefriedigend, 

weil der Anlagenzubau seit Jahren 

stag niert. Ein richtiger Leistungszubau – 

außer im Rahmen der Flexibilisierung der 

Stromerzeugung – findet nicht statt. Diese 

Situation ist angesichts der klimapolitischen 

Herausforderungen nicht hinnehmbar. 

Der positive Lichtblick ist, dass in 2020 fast 

400 Megawatt flexible Leistung neu installiert 

worden sind. Für 2021 müssen wir aber 

einen starken Einbruch bei der zugebauten 

flexiblen Leistung feststellen. Dieser Einbruch 

lässt sich mit mangelnder Rechtssicherheit 

erklären. Denn wir wissen immer 

noch nicht, ob der neue Flexzuschlag von 

der EU-Kommission genehmigt wird oder 

nicht. 

Diese Situation ist sehr bedauerlich, weil 

der Strommarkt aktuell zeigt, dass die Flexibilität 

der Biogasanlagen gebraucht wird. 

Momentan (zu Redaktionsschluss Mitte Oktober) 

senken die flexiblen Biogasanlagen 

den Strompreis in den teuersten Stunden 

um rund 200 Euro pro Megawattstunde. 

Unsere Biogasanlagen sind zurzeit die 

Preissenker. Wir würden gerne noch mehr 

in die flexible Stromproduktion investieren, 

dafür benötigen wir aber wiederum Rechtssicherheit. 

Im Bundesverband Erneuerbare Energie 

e.V. haben wir eine Studie zum zukünftigen 

Strommarktdesign beauftragt, deren Ergebnisse 

im November veröffentlich werden. 

Darin werden Flexibilisierungsoptionen der 

Biogasanlagen auch in Kombination mit 

dem Gasnetz berücksichtigt. Erste Ergebnisse 

zeigen: Biogasanlagen werden für die 

Energiemärkte eine wichtige Rolle spielen. 

Wir verzeichnen aber nicht nur hohe Strom-, 

sondern auch Gaspreise. Durch neue Rahmenbedingungen 

der EU wie die RED II, 

die das Vergären von Gülle, Mist und Stroh 

begünstigt, können wir davon profitieren. 

Denn die konventionellen Gaspreise sind 

derzeit höher, als wir sie bei Biomethan je 

gesehen haben. Biomethan ist der Preissenker 

und der Einsatz von Gülle und Mist 

rechnet sich auch über die CO 2 

-Preise einmal 

mehr. 

Die Branchenakteure zeigen daher ein 

starkes Interesse, Biomethananlagen neu 

zu bauen. Wir schätzen, dass es etwa 40 

neue Vorhaben gibt, die sich mit der Planung 

beschäftigen. Im Verhältnis zu den 

am Netz befindlichen 235 Einspeiseanlagen 

und den lediglich sechs in diesem Jahr 

neu angeschlossenen Anlagen ist das eine 

beachtliche Zahl. Die Rahmenbedingungen 

für die Biomethanproduktion waren noch 

nie so gut wie heute. Wenn der vor etwa 10 

Jahren ursprünglich eingeschlagene Weg, 

100 Terawattstunden bis 2030 zu errichten, 

gegangen worden wäre, dann wären die 

aktuellen Gasmarktprobleme nicht so groß. 

Schatten wirft auch die letzte Biomasseausschreibung 

mit ihren Ergebnissen auf 

die Biogasproduktion. 

Wieder wurde die ausgeschriebene Menge 

nicht komplett beboten. Dadurch hat die 

endogene Mengensteuerung gegriffen, sodass 

die teuersten 20 Prozent der Gebote 

nicht bezuschlagt worden sind. Es wird 

immer deutlicher: Unter den Anlagenbetreibern 

herrscht eine große Unsicherheit 

darüber, ob wir mit dem Flexzuschlag rechnen 

können. Wenn wir nicht wissen, wie 

das EEG auszulegen ist, kann auch kein 

Betreiber ein Gebot abgeben. Die endogene 

Mengensteuerung passt überhaupt nicht 

ins System. 

Nicht nur unser Strom und unser Biomethan 

erfreuen sich einer regen Nachfrage, sondern 

auch unser Gärdünger. Der gewinnt 

tatsächlich aktuell auch massiv an Wert. 

Grund: Industrielle Stickstoffproduzenten 

haben infolge der massiv gestiegenen 

Erdgaspreise ihre Produktion gedrosselt 

beziehungsweise gestoppt. Industriell hergestellter 

Stickstoff ist teilweise gar nicht 

mehr zu kaufen. Nun zeigt sich, dass wir mit 

unserem Gärdünger ein Produkt im Betrieb 

haben, das sich sehr gut vermarkten lässt. 

Wir können Nährstoffe liefern und die Krise 

etwas entschärfen. 

Und auch im Wärmeberich wird unsere Perspektive 

besser. Die auf fossilen Energieträgern 

beruhende Wärmeversorgung wird 

teurer – aufgrund des Brennstoff-Emissionshandelsgesetzes 

und der Marktgeschehnisse. 

Wir können eine preiswertere Wärmeversorgung 

sicherstellen. Darum plädiere 

ich zum Beispiel im Zusammenhang mit 

der Biomethan-Südausschreibung dafür, 

in den nächsten Jahren die Mindestlaufzeit 

der Blockheizkraftwerke etwas anzuheben, 

um die Wärmeversorgung abzusichern. 

Angesichts der jetzigen Situation wäre das 

ratsam. 

Herzlichst Ihr 

Horst Seide, 

Präsident des Fachverbandes Biogas e.V. 

3

INHALT 


18 

EDITORIAL 

3 Wir dämpfen die Preise bei Strom, 

Gas und Nährstoffen 

Von Horst Seide 

Präsident des 

Fachverbandes Biogas e.V. 

Beilagenhinweis: Das Biogas Journal 

enthält Beilagen der Firmen agrikomp und 

HR-Energiemanagement sowie den 

Ausstellerkatalog der Biogas Trade Fair 

vom Fachverband Biogas. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Bücher & Termine 

10 Biogas-Kids 

12 Strohpellets durch die Uni Göttingen 

getestet 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann 

18 Gute Perspektiven für Biomethan und CO 2 


22 Biogas: Ein Baustein der Dekarbonisierung 

Von Dierk Jensen 

26 Brennpunkt Düngung – Jetzt können 

wir Ihnen mit einer Beratung zur Seite 

stehen! 

Von M.Sc. Sophia Heinze und 

M.Sc. Florian Strippel 

30 Der neue Gas-Schlepper ist da! 


36 BIOGAS Convention & Trade Fair 2021 

MESSENEUHEITEN 

38 Biogas Convention_Special 

POLITIK 

46 Erdgaspreise explodieren – 

unter anderem wegen Asien 

Von Bernward Janzing 

50 Ampel-Koalition in spe: Grüne 

Welle für Biogas? 

Von Sandra Rostek und 

Dr. Guido Ehrhardt 

4


INHALT 

Technik & 

Innovation 

52 Papier und Blumentöpfe 

aus Gärresten 

Von Thomas Gaul 

62 Für die Hautpflege: Wachse aus 

biogenen Reststoffen 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

68 Nährstoffspritze unters Wurzelwerk 

Von Wolfgang Rudolph 

TITELFOTO: JÖRG BÖTHLING I FOTOS: ADOBE STOCK_NORDRODEN, JÖRG BÖTHLING, MARIE-LUISE SCHALLER 

52 104 

96 Zertifizierung von Biogasanlagen 

Von Berenika Lewicka 

98 Anlagen des Monats September 

und Oktober 

VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

114 „Knebelfristen“ bei der Umsetzung 

der Nachhaltigkeitsverordnung 

Von Dr. Stefan Rauh und 

Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 

PRAXIS 

76 Neue ergänzende LAI-Vollzugshinweise 

zum Erhalt des Formaldehydbonus 

veröffentlicht 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 

80 Biomethan-Südausschreibung 

Restriktiv und doch attraktiv? 

Von Christian Dany 

86 Branchenzahlen 2020 und Prognose 2021 

Biogas wird immer flexibler 


90 Von der Investruine zum Vorzeigeprojekt 


WISSENSCHAFT 

100 Stroh zur Produktion von Kraftstoff 

Von Maria Braune, Karin Naumann 

und Kati Görsch 

INTERNATIONAL 

Belgien 

104 Erste Biogas-Hoftankstelle im Land 

Von EUR ING Marie-Luise Schaller 

Westafrika 

110 Biogasbranche braucht 

Entwicklungsschub 

Von Michel Peudré Digbeu 

120 Aus den Regionalbüros 

124 Deutschland braucht einen echten 

Aufbruch im Bereich erneuerbarer 

Wärme 

Von Dr. Simone Peter, BEE 

126 Erfahrungsaustausch der §29b-BIm- 

SchG-Sachverständigen 


128 Rückblick: Aktionswoche Biogas2Drive 

130 Impressum 

5

AKTUELLES 


Abschlussbericht dena-Leitstudie Aufbruch 

Klimaneutralität veröffentlicht 

7. – 9. Dezember 2021 Nürnberg 

Please find the english version of this catalog on 

www.biogas-convention.com/en/exhibition/exhibitorcatalogue/ 

Die digitale Version des Kataloges finden Sie unter 

www.biogas-convention.com/de/ausste lung/ausste lerkatalog/ 

Hauptveranstalter: 

Mitveranstalter: 

22. – 26. November 2021 

Digital 

Hier geht‘s 

zum Ausstellerkatalog. 

Scannen 

Sie den QR-Code. 

7. – 9. Dezember 2021 

NCC Mitte & Halle 9, Messegelände Nürnberg 

AUSSTELLERKATALOG 

Berlin – Nach 17 Monaten intensiver Arbeit 

mit einem breiten Kreis von Akteuren 

hat die Deutsche Energie-Agentur (dena) 

Anfang Oktober den Abschlussbericht der 

dena-Leitstudie Aufbruch Klimaneutralität 

veröffentlicht. Zehn wissenschaftliche 

Institute haben dazu ihre Expertise eingebracht 

und mehr als 70 Unternehmen ihre 

Branchenerfahrungen und Markteinschätzungen 

gegeben, ebenso ein 45-köpfiger 

Beirat mit hochrangigen Expertinnen und 

Experten aus Wissenschaft, Politik und 

Gesellschaft. Sie haben gemeinsam untersucht, 

welche Technologiepfade aus heutiger 

Perspektive realistisch sind und welche 

Rahmenbedingungen es braucht, um diese 

bis 2045 in einem integrierten klimaneutralen 

Energiesystem in Deutschland zu 

realisieren. 

Die dena-Leitstudie zeigt anhand eines 

zentralen Szenarios (Szenario Klimaneutralität 

100, KN100), wie die Sektorziele 

im Jahr 2030 und Klimaneutralität im 

Jahr 2045 erreicht werden können – welche 

Energieträger und Technologien in 

welchen Mengen benötigt werden sowie 

die dafür notwendigen transformatorischen 

Veränderungen. Um Klimaneutralität 

zu erreichen, ist aus technologischer 

Betrachtung eine Vier-Säulen-Strategie 

erforderlich: Die Erhöhung der Energieeffizienz 

ist eine wesentliche Maßnahme in 

allen Verbrauchssektoren, insbesondere 

in der Industrie und im Gebäudesektor. 

Für den umfassenden direkten Einsatz 

von erneuerbaren Energien ist in vielen 

Anwendungsbereichen neben der Energieeffizienzverbesserung 

eine breite und 

deutlich beschleunigte Elektrifizierung 

eine Grundvoraussetzung. Neben Strom 

werden erneuerbare gasförmige und flüssige 

Energieträger und Rohstoffe benötigt. 

Als vierte Säule braucht es technische und 

natürliche CO 2 

-Senken. 

Massive Anstrengungen in allen 

Sektoren notwendig 

Die Energieversorgung ist aktuell der größte 

CO 2 

-Emittent. Reduktionen müssen hier 

am stärksten und am schnellsten erfolgen, 

so die Studie (von 308 Mio. Tonnen CO 2 

ä in 

2018 auf 104 Mio. t CO 2 

ä in 2030 und auf 

-8 Mio. t CO 2 

ä in 2045). Zentral ist dabei, 

dass sich die erneuerbaren Stromkapazitäten 

bereits bis 2030 mehr als verdoppeln 

müssen. Die installierte Leistung von Solarenergie 

zum Beispiel steigt von 45 Gigawatt 

(GW) auf 131 GW, Windenergie an 

Land von 52 GW auf 92 GW. 

Die Kohleerzeugung wird 2030 marktgetrieben 

kaum noch eine Rolle spielen, die 

Nutzung von Erdgas in der Stromerzeugung 

nimmt dagegen bis 2030 zu. Bereits 

dieser „Fuel Switch“ trägt bis 2030 

erheblich zur Emissionsminderung in der 

Energiewirtschaft bei. Wasserstoff und 

Powerfuels werden bis 2030 nur eine geringe 

Rolle spielen. Der Aufbau entsprechender 

Infrastruktur und Märkte ist aber 

unabdingbar, denn die Rückverstromung 

von grünem Wasserstoff wird 2045 nach 

Windkraft und Photovoltaik zur drittwichtigsten 

Stromerzeugungsquelle. Bis 2035 

spielt blauer Wasserstoff eine – wenn auch 

geringe – Rolle, danach geht er gemäß Modellierung 

der dena-Leitstudie sukzessive 

aus dem Markt. 

Die Industrie folgt an zweiter Stelle der 

höchsten Emissionen. Hier muss der Ausstoß 

allein bis 2030 um rund 36 Prozent 

sinken. Nach einer relativen Stagnation in 

den vergangenen zwei Jahrzehnten bedarf 

es zur Erreichung der Minderungsziele im 

laufenden Jahrzehnt einer durchschnittlichen 

Absenkung von ca. 8 Mio. t CO 2 

pro 

Jahr. Fast 70 Prozent des Minderungsbeitrags 

entfallen auf die energetischen 

Emissionen. Die stärksten Veränderungen 

werden bis 2030 auf die Branchen Stahl 

und Chemie zukommen. Die Industrie ist 

bis 2045 und bleibt auch langfristig der 

größte Abnehmer von Wasserstoff zur energetischen 

und stofflichen Nutzung. Hierfür 

müssen die notwendigen Voraussetzungen 

zur Umstellung der Prozesstechnologien 

sowie zum Aufbau der Infrastrukturen getroffen 

werden. 

Der Verkehrssektor steht aktuell an dritter 

Stelle der Emissionen und hat die größte 

Reduktionsaufgabe aller untersuchten Verbrauchssektoren: 

Schon bis 2030 muss der 

Ausstoß um rund 48 Prozent sinken (von 

rund 164 auf 85 Mio. t CO 2 

ä). Die stärkste 

Minderung muss im Individualverkehr 

erfolgen, gefolgt vom Lkw-Verkehr. Dabei 

wird im Personenverkehr ein Hochlauf der 

Elektromobilität auf 9,1 Millionen vollelektrische 

Fahrzeuge (bzw. 14 Mio. Fahrzeuge 

inklusive Hybride) bis 2030 als notwendig 

erachtet. Wasserstoff wird kaum eine Rolle 

spielen. Auch im Gebäudebereich müssen 

die CO 2 

-Emissionen allein bis 2030 um 44 

Prozent sinken (von rund 120 auf rund 67 

Mio. t CO 2 

ä). Der Großteil der Minderungen 

(46,5 Mio. t CO 2 

ä) entfällt auf Maßnahmen 

an der Gebäudehülle und technische Anlagen. 

Der Einsatz von Wärmepumpen, der 

Ausbau der Anschlüsse an Wärmenetze 

muss massiv vorangetrieben werden. Im 

Szenario KN100 werden für das Jahr 2030 

bereits 4,1 Millionen Gebäude mit Wärmepumpen 

versorgt, im Jahr 2045 sieht die 

Studie 9 Millionen Wärmepumpen. 

www.biogas-convention.com 

Weitere Infos unter https://www.dena.de/dena-leitstudie-aufbruch-klimaneutralitaet 

6


AKTUELLES 

Blühpflanzen-Projekt der N-ERGIE als „Projekt 

Nachhaltigkeit 2021“ ausgezeichnet 

FOTO: N-ERGIE 

BioEnergie Park Güstrow: dbds liefert 

32 neue Doppelmembranspeicher 

Kreuzau – Nachdem die EnviTec Biogas AG seit 

Anfang 2021 den BioEnergie Park Güstrow, mit 31 

Hektar eine der größten Biogasanlagen Deutschlands, 

übernommen hat, beginnen nun ab Herbst 

die Sanierungsarbeiten. Ab Ende 2022 soll hier der 

klimaneutrale Kraftstoff Bio-LNG (liquefied natural 

gas) für einen umweltbewussteren Schwerlastverkehr 

her- und bereitgestellt werden. 

Im Zuge der Umrüstung der Biogasanlage werden 

auch die 25 Fermenter und Nachgärer sowie die 

sieben Gärrestspeicher, wovon drei noch zu erstellen 

sind, bis Ende 2022 mit neuen Dachsystemen 

der dbds – Deutsche Biogas Dach-Systeme GmbH 

Nürnberg – Große Anerkennung für die N- 

ERGIE Aktiengesellschaft: Der Rat für 

Nachhaltige Entwicklung (RNE), der die 

deutsche Bundesregierung in Fragen der 

Nachhaltigkeit berät, hat die 

2020 gestartete Kooperation 

für mehr Biodiversität beim 

Betrieb von Biogasanlagen 

als „Projekt Nachhaltigkeit 

2021“ ausgezeichnet. Ulrike 

Lorenz, Nachhaltigkeitsbeauftragte 

der N-ERGIE, nahm 

den Preis am Montag, den 20. 

September in Augsburg entgegen. 

Das Projekt setzt ein 

buntes, lebendiges Zeichen 

für Energiewende und Naturschutz. 

Rainer Kleedörfer, Leiter Unternehmensentwicklung 

der 

N-ERGIE, hatte das Projekt 

initiiert und beschreibt die dahinterliegende 

Idee: „Mit unserem längerfristig und 

breit angelegten Projekt für mehr Biodiversität 

leisten wir wertvolle Forschungsarbeit 

und zeigen eine mögliche Perspektive für 

Biogas-Anlagen auf. Das Projekt ist Ausdruck 

unseres Engagements für eine regionale 

Energiewende. Wir wollen die Erneuerbaren 

bei uns vor Ort deutlich ausbauen 

und dabei gleichzeitig die Artenvielfalt 

ausgestattet, was zudem den größten Auftrag in der 

10-jährigen Firmengeschichte darstellt. 

Mit der Aufrüstung der Behälter mit den Durchmessern 

23 Meter, 30 Meter und 50 Meter auf zweischalige 

Membransysteme in Form von Drittelkugeln 

erreicht der BioEnergie Park Güstrow ein variables 

Gasspeichervolumen von insgesamt rund 150.000 

Kubikmetern. 

Die Membranen, die die Anforderungen der TRAS 

120 erfüllen, werden hierbei in unserem bewährten 

Parallelzuschnitt konfektioniert und mittels Hochfrequenzschweißtechnik 

für maximale Nahtfestigkeiten 

gefügt. 

Youtube-Film 

Biogasbotschafter Georg Hackl ist 

ein großer Fan des Biogas Journals. 

Er freut sich jedes Mal, wenn das 

Heft endlich im Briefkasten liegt – 

und ist den Rest des Tages nicht 

mehr ansprechbar ... 

Hier geht‘s zum Video – 

scannen Sie den QR-Code 

Die Projektteilnehmer Nina 

und Martin Busch aus 

Dambach (Ehingen). 

fördern: Energiewende und Naturschutz 

Hand in Hand.“ 

Ulrike Lorenz ergänzt: „Das prämierte Projekt 

macht deutlich, dass die N-ERGIE nicht 

nur in ihrem Kerngeschäft 

auf Nachhaltigkeit abzielt, 

sondern in verschiedenen Dimensionen 

gesellschaftliche 

Verantwortung übernimmt. 

Nachhaltigkeit ist bei uns 

mehr als ein Schlagwort. Sie 

ist fester Bestandteil unserer 

Strategie und Kultur.“ 

Untersuchung auf 

insgesamt 20 Hektar 

in der Region 

Die N-ERGIE fördert im Rahmen 

des Projekts über drei 

Jahre hinweg den Anbau von 

alternativen Energiepflanzen 

in der Region Nordbayern. Auf insgesamt 

20 Hektar bauen seit 2020 neun Landwirte 

den durch die Bayerische Landesanstalt 

für Weinbau und Gartenbau entwickelten 

„Veitshöchheimer Hanfmix“ an, der für 

eine mehrjährige Blühfläche mit üppigem 

Nahrungsangebot für Insekten sorgt. Ein 

zehnter Teilnehmer kam in diesem Jahr im 

unterfränkischen Bergrheinfeld hinzu. 

Die Mittelfränkische Gesellschaft zur Förderung 

erneuerbarer Energien und nachwachsender 

Rohstoffe e.V. (MER) und 

die Landwirtschaftlichen Lehranstalten 

in Triesdorf begleiten das Projekt wissenschaftlich 

und beraten die Landwirte von 

der Aussaat über die Ernte bis zur energetischen 

Verwertung. Untersucht werden 

zwei Aspekte: einerseits, wie sich die Blühpflanzen 

unter verschiedenen regionalen 

Bedingungen idealerweise für die Verwertung 

in Biogasanlagen einsetzen lassen, 

andererseits, welchen Effekt sie auf die 

lokale Population von Insekten, Vögeln und 

Kleintieren sowie die Boden- und Grundwasserqualität 

haben. 

Die Verleihung durch den Rat für Nachhaltige 

Entwicklung ist mit einem Preisgeld 

von 1.000 Euro verbunden, das die N-ER 

GIE – ganz im Sinne der Auszeichnung – 

an gemeinnützige Einrichtungen weiterreichen 

wird. Diese sollen damit wiederum 

nachhaltige Projekte fördern. 

7

AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 6_2021 

BÜCHER 

Recht der Energiewirtschaft 

Das Handbuch zur 

Energiewende bietet 

eine praktisch relevante, 

inhaltlich fundierte 

und gleichwohl auch 

für Nichtjuristen gut 

verständliche Darstellung 

des sich seit der 

Liberalisierung immer 

dynamischer entwickelnden Rechts der 

Strom- und Gasmärkte. Dies garantieren 

seine seit vielen Jahren im Energierecht 

tätigen Herausgeber und erfahrenen Autoren 

aus Wissenschaft und Praxis. Nach 

einleitenden Darstellungen der technischwirtschaftlichen, 

der nationalen und europäischen 

Grundlagen des Energierechts 

durch die beiden Herausgeber analysiert 

eine Vielzahl weiterer Beiträge im Detail 

–– 

die Regulierung von Marktstrukturen 

und Marktakteuren, 

–– 

die Planung und Zulassung von Energieinfrastruktur 

und Energieanlagen, 

–– 

Fragen der gemeindlichen Konzessionierung 

von Energieversorgungsunternehmen, 

–– 

die Regeln für Energie- und Emissionshandel 

sowie Netzbetrieb und Netznutzung, 

–– 

die Energieregulierungsbehörden und 

-verfahren, 

–– 

die Förderung von Erneuerbaren Energien, 

Kraft-Wärme-Kopplung und Energieeinsparung 

sowie Emissionshandel. 

Das Werk bezieht durchgehend die relevanten 

kartell-, kommunal-, umwelt-, steuer-, 

vertrags- und finanzmarktrechtlichen Regelungen 

ein und erläutert die wechselseitigen 

Verknüpfungen mit dem Energierecht 

im engeren Sinne. 

Recht der Energiewirtschaft. Praxishandbuch, 

Prof. Dr. Jens-Peter Schneider, Universität 

Freiburg, und Prof. Dr. Christian 

Theobald, Berlin, 5. neu bearbeitete Auflage. 

2021, 1.405 Seiten. In Leinen. 

229,00 Euro. ISBN 978-3-406-73876-0 

Schwarz versus Grün 

Renate Künast (Grüne) 

und Günther 

Beckstein (CSU) führen 

ein Streitgespräch 

über Klima, Landwirtschaft, 

Migration, 

Wachstum und eine 

gute Zukunft – moderiert 

von Stefan Reinecke. 

Im Vorwort heißt es: „Dieses Buch 

ist nicht nur eine Debatte zwischen einem 

Vertreter der Union und einer Vertreterin 

der Grünen. Es ist ein Gespräch zwischen 

zwei Politiker*innen mit individuellen Prägungen 

und Leidenschaften, Brüchen und 

Biografien.“ 

Künast und Beckstein haben sich zwischen 

September und Dezember 2020 

vier Mal zum Gespräch getroffen. Drei Mal 

live im Bundestag und einmal per Zoom- 

Meeting. Die Gespräche dauerten meist 

mehrere Stunden. Das Gespräch zeigt 

Annährung, aber auch Unterschiede. Eine 

lesenswerte politische Lektüre. 

Schwarz vs. Grün. Ein Streitgespräch. 

oekom verlag, München, 2021, 

219 Seiten, gebunden. 16,00 Euro. 

ISBN 978-3-96238-252-0 

TERMINE 

15. bis 19. November 

VOLMER Innovationstage Nährstoffund 

Gülletechnik 

Hörstel-Riesenbeck (NRW) 

volmer-engineering.de 

16. November 

Leipziger Biokraftstoff-Fachgespräch 

Leipzig 

www.dbfz.de/veranstaltungen 

24. und 25. November 

6th Future of Biogas Europe 

Berlin 

www.wplgroup.com 

25. November 

Workshop Biogas-BHKW fit für den Alltag 

halten und Schäden vorbeugen 

Nienburg 

www.klimaschutz-leb.de 

1. und 2. Dezember 

Grund- und Auffrischungsschulung 

Anlagensicherheit für Betreiber und Mitarbeiter 

gem. TRGS 529 & TRAS 120 

Kirchberg/Jagst 

www.ibbk-biogas.de 

2. Dezember 

EnergieTag 

Online 

de.dwa.de 

8. Dezember 

Web-Seminar: Anforderungen des Stromund 

Energiesteuerrechts an den Betrieb 

von Biogasanlagen 

Online 

www.biogas.org 

16. Dezember 

Workshop Zukunftsplanung für Biogas 

und Landwirtschaft 

Nienburg 

www.klimaschutz-leb.de 

24. bis 25. Januar 

Kraftstoffe der Zukunft - 19. Internationaler 

Fachkongress für erneuerbare Mobilität 

Berlin 

www.kraftstoffe-der-zukunft.com 

Diese und weitere Termine rund um die 

Biogasnutzung in Deutschland und der Welt 

finden Sie auf der Seite www.biogas.org 

unter „Termine“. 

8


AKTUELLES 

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BIOGAS-KIDS 


Aus Gärresten mehr machen 

Pixabay (2x) 

Findest du nicht auch, dass wir Menschen viel zu viel 

Dinge wegwerfen, statt sie weiter- oder wiederzuverwenden? 

Angefangen bei Nahrungsmitteln bis hin zu teurer 

Computertechnik. Für deine Zukunft und die Zukunft 

unseres Planeten können wir uns das nicht mehr leisten! 

Es braucht aber viel Grips, damit auch Schlaues dabei 

herausspringt. Vorbildliche Lösungen entstehen nicht 

zuletzt bei der Erzeugung von Biogas. Strom, Wärme, 

Kraftstoffe – bei diesen Produkten zeigen sich die großen 

Vorteile der Erneuerbaren Energien. Aber was ist 

mit den Resten, die bei der Vergärung im Fermenter 

übrig bleiben? Gärreste sagt man dazu. Stimmt – richtig 

Klima-Star der Ostsee 

Sie trägt den Namen „Aurora Botnia“ und ist das umweltfreundlichste 

Fährschiff der Welt. Seit dem 28. August verkehrt die 

Fähre in der Ostsee mehrmals täglich zwischen der finnischen 

Stadt Vaasa und Umea in Schweden. Die Aurora Botnia ist mit 

modernster Umwelttechnik ausgestattet, wird elektrisch angetrieben 

und fährt mit klimafreundlichen erneuerbaren Kraftstoffen. Bei 

den Motoren handelt es sich um sogenannte „Multifuel“-Motoren. 

Sie können sowohl mit Biogas als auch mit LNG (Flüssigerdgas) 

betrieben werden. Recyclingmaterial spielt bei der Ausstattung 

ebenfalls eine wichtige Rolle. Tischplatten und Theken sind aus 

recyceltem Kunststoff und die Kabinenteppiche enthalten Fasern 

aus wiederverwerteten Fischernetzen. 

aufbereitet eignen sie sich 

wegen ihrer hohen Nährstoffanteile 

hervorragend 

als Dünger für Wiesen und 

Äcker. So schließen sich 

natürliche Kreisläufe. Aber 

aus Gärrückständen kann 

noch mehr entstehen. Weil 

sie auch Fasern enthalten, 

können ganz andere Stoffe 

daraus produziert werden. 

Pflanzliche Fasern 

sind winzig kleine, länglich 

geformte Bausteine mit einer besonderen 

Festigkeit. Aus Baumwollfasern wird Kleidung hergestellt, 

aus Hanf Seile und aus Cellulose Papier und Karton. 

Pflanzenfasern können in speziellen Verfahren auch aus 

den Gärresten gewonnen werden, um sie dann weiter 

aufzubereiten. Das ist wie ein Kochrezept, bei dem sogar 

Roboter mithelfen, besonders ökologische Produkte 

daraus entstehen zu lassen: Pflanz- und Anzuchttöpfe 

für den Gartenbau gehören dazu, die auch vollständig 

kompostierbar sind und so Kunststoffe ersetzen. Auf 

einer speziellen Papiermaschine lassen sich damit sogar 

faserhaltiges Papier, Mulchvliese oder Kartonpapier 

herstellen. Alles in allem also eine höchst ökologische 

Verwertung. 

Granatäpfel 

Granatäpfel kann man 

bei uns von September 

bis Dezember kaufen. 

Der strauchartige Baum 

stammt aus dem Mittleren 

Osten. Der Granatapfel 

selbst ist eine gelb- bis 

rotbräunliche Frucht und 

hat eine Schale wie aus 

Leder. Das Innere ist wie 

beim Apfel in Kammern 

unterteilt. Beim Granatapfel 

sind nur die Fruchtkerne essbar. Sie schmecken säuerlich süß bis 

herb, wie Johannisbeeren. Sie sind eine tolle Garnitur für Obst- oder 

Blattsalate. Um die Kerne auszulösen, schneidet man einfach am 

Kelchansatz einen Keil heraus. Die Frucht bricht mit leichtem Druck 

auseinander und die Samenkerne fallen heraus. Sehr erfrischend 

ist der Saft. Dazu presst man den Granatapfel einfach wie eine 

Orange aus. 

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Landwirtschaft entdecken und verstehen – 

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10


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11


Die Produktion von Strohpellets und deren 

Vergärung in Biogasanlagen sollte ökonomisch 

genau kalkuliert werden. Strohpellets 

stellen auf jeden Fall ein interessantes 

Gärsubstrat dar. Während die Feldpelletierung 

nur in einem gewissen Zeitfenster 

möglich ist, ist die stationäre Pelletierung 

von Stroh aus Quaderballen – wie hier im 

Bild dargestellt – eine Ganzjahresoption. 

STROHTAGUNG 2021 DIGITAL 

Strohpellets durch die 

Uni Göttingen getestet 

Ende August fand an zwei Tagen die 

diesjährige „Heidener Strohtagung“ in 

digitalem Format statt. Vielfältige Themen 

wurden erörtert. In diesem Artikel gehen 

wir auf drei Vorträge näher ein. 


Dr. Dirk Augustin, Leiter der Versuchswirtschaften 

der Georg-August-Universität Göttingen, 

berichtete von einem Forschungsprojekt, 

in dem die Herstellung und Vergärung 

von Getreide-Strohpellets untersucht worden 

ist. Es handelte sich um ein Gemeinschaftsprojekt 

mit der HAWK Göttingen, das von der Fachagentur 

Nachwachsende Rohstoffe gefördert wurde. Das Projekt 

wurde auf der Biogasanlage des Versuchsguts Relliehausen 

der Uni Göttingen durchgeführt. 

Die Biogasanlage hat einen Fermenter mit 1.150 Kubikmeter 

Volumen, einen Nachgärer mit 1.500 Kubikmeter 

und ein Gärdüngerlager mit 3.200 Kubikmeter 

Fassungsvermögen. Die Biogasanlage wurde laut Dr. 

Augustin 14 Tage vor und nach Versuchsbeginn konstant 

gefüttert. „Wir wollten schauen, wie sehr die Silomaismenge 

beim Einsatz von Getreide-Strohpellets 

reduziert werden kann“, informierte Dr. Augustin. Die 

Untersuchungen wurden in drei Versuchszeiträumen 

vorgenommen. 

Der erste Versuchszeitraum von November 

2019 bis März 2020 sei störungsfrei 

vonstattengegangen. Jedoch habe bei 

der Einlagerung der Pellets ein Brand 

alle Pellets vernichtet. Die Lagerhalle sei 

abgebrannt, was aber nicht ursächlich 

den Pellets anzulasten war. „So mussten 

wir in 2020 weitere Pellets produzieren 

und einlagern, wodurch sich unser Erfahrungsschatz 

erweitert hat“, berichtete 

Dr. Augustin. 

Im zweiten Versuchszeitraum machte 

Dauerfrost vom 31. Januar bis zum 10. 

Februar 2021 mit Temperaturen von bis 

zu minus 25 Grad Celsius die Fütterung unmöglich, 

sodass der Versuch abgebrochen werden musste. Der 

dritte Versuchszeitraum lief vom 1. Mai bis zum 10. 

Juni 2021. Die Pellets wurden sowohl mobil im Feld 

als auch stationär mit der Premos-Presse vom Landtechnikhersteller 

Krone produziert. 

Laut Dr. Augustin hat die Premos: 

ffeinen sehr hohen Kraft- beziehungsweise Leistungsbedarf. 

So wurde ein Schlepper mit 500 PS 

vorgespannt. 

ffDie Premos arbeitet mit 100 bar Druck, wodurch 

die Pellets auf 110 Grad Celsius erwärmt werden. 

Dadurch platzen die Zellen auf, sodass die Cellulose 

besser verdaut werden kann. 

ffPro Stunde konnten nie mehr als 7 Tonnen 

produziert werden. Die durchschnittliche Nettoleistung 

hat 5 Tonnen pro Stunde betragen. Werden 

die Rüstzeiten und die Pflegezeiten der Maschine 

berücksichtigt, konnten nur 3,65 Tonnen Pellets 

pro Stunde produziert werden. 

ffIst das Stroh zu feucht, bricht die Stundenleistung 

ein. 

ffBei stationärem Betrieb der Premos wurden 

Quaderballen verarbeitet. So kommt die Maschine 

zu einer besseren Auslastung. 

ffIn der mobilen Anwendung kann die Maschine 

rund 550 Stunden pro Jahr eingesetzt werden. 

FOTO: RAINER CASARETTO 

12


AKTUELLES 

clean air is our engine 

Werden die Strohpellets im Freien auf einer Betonfläche gelagert, 

dann sind sie absolut wasserdicht abzudecken, da sich die 

Pellets sonst sehr stark mit Wasser vollsaugen. „Dabei werden 

die betroffenen Stellen sehr heiß, was zu einem enormen Energieverlust 

führt“, betonte Dr. Augustin. Gefüttert wurden die 

Strohpellets über den Feststoffdosierer der Biogasanlage. Aufgrund 

eines Vorversuchs in der Biogasanlage konnten anfangs 

nur 1,4 Tonnen Pellets pro Tag eingebracht werden. Der Referent 

merkte an, dass die Menge auch höher hätte sein können. 

Während der Pelletsfütterungsphase lag der Trockensubstanzgehalt 

im Fermenter zwischen 8 und 10 Prozent. Auffällig 

während des Versuchs sei ein Abfall der TAC-Werte im Hauptfermenter 

gewesen. Dr. Augustin vertrat die Auffassung, dass 

„Strohpellets einen eventuellen Zusatznutzen haben für Anlagen, 

die sich an der Ammoniakgrenze befinden“. Nach 30 Tagen 

Versuchsdauer hatten die Strohpellets einen kumulierten 

Methanertrag von 250 Normliter pro Kilogramm Frischmasse 

erreicht. 

Nach 45 Tagen waren es 286 Normliter pro Kilogramm Frischmasse. 

Im Batch-Versuch nach VDI 4630 haben die Strohpellets 

nach 45 Tagen einen kumulierten Methanertrag von fast 

350 Normliter pro Kilogramm organische Trockensubstanz 

(oTS) erreicht. Bei einer täglichen Fütterungsmenge von 2,5 

Tonnen Strohpellets habe sich die Lastaufnahme der Rührwerke 

nur um 10 Prozent erhöht. 

Ökonomische Betrachtung 

Daten zur Wirtschaftlichkeitsbetrachtung: Es wurden die Pelletierkosten 

für die mobile beziehungsweise teilmobile Pelletierung 

mit 550 Jahresstunden betrachtet. Wenn im mobilen 

Verfahren auf dem Feld pro Stunde 5,57 Tonnen Strohpellets 

produziert werden können, dann verursacht das Kosten von 78 

Euro pro Tonne. Werden die Rüst- und Pflegezeiten berücksichtigt, 

dann sinkt die Stundenleistung und die Kosten steigen auf 

92 Euro pro Tonne. 

Bei der stationären Pelletierung aus Quaderballen konnten 

2,17 Tonnen pro Stunde produziert werden, was Kosten von 

166 Euro pro Tonne verursacht. Die Kosten steigen auf 198 

Euro pro Tonne in diesem Verfahren an, wenn die Rüst- und 

Pflegezeiten in Ansatz gebracht werden. Im Weiteren stellte Dr. 

Augustin die Gleichgewichtspreise von Strohpellets vor. Wenn 

Silomais zum Beispiel 35 Euro pro Tonne kostet und die Kosten 

der Gärrestausbringung 0 Euro betragen, dann beträgt der 

Gleichgewichtspreis 76,40 Euro pro Tonne Strohpellets. 

Kostet die Maissilage 45 Euro pro Tonne und für die Gärrestausbringung 

entstehen keine Kosten, dann beträgt der Gleichgewichtspreis 

98,20 Euro pro Tonne Strohpellets. Kostet die 

Gärrestausbringung dagegen beispielsweise 10 Euro pro Kubikmeter, 

dann beträgt der Gleichgewichtspreis bei 35 Euro pro 

Tonne Maissilage 88 Euro pro Tonne Strohpellets. Bei 45 Euro 

pro Tonne und 10 Euro pro Kubikmeter für die Gärrestausbringung 

steigt der Gleichgewichtspreis auf 109,80 Euro pro Tonne 

Strohpellets. Bei den Annahmen wurden nicht berücksichtigt: 

Transportkosten, Lagerung, Rührwerksleistung, Kaskadennutzung, 

Maisdeckel, CO 2 

-Bepreisung etc. 

Zu beachten ist, dass bei der Abfuhr von 50 Dezitonnen Stroh 

pro Hektar etwa 15 Kilogramm P 2 

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, 70 Kilogramm K 2 

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13


und 10 Kilogramm MgO von der Fläche abgefahren 

werden. Diese Nährstoffverluste sollten beim Strohverkauf 

eingepreist werden. Andererseits könnten die 

Nährstoffe über die Gärdüngerrückführung auf die Fläche 

zurückgelangen, wobei die Gärdünger auch eine 

bessere Humuswirkung haben als der Strohverbleib. 

Zuckerrübenblattsilage – Gärsubstrat 

mit Potenzial 

Über die energetische Verwertung von Zuckerrübenblättern 

referierte Bengt Verworner vom Deutschen 

Biomasseforschungszentrum (DBFZ). Er informierte, 

dass in 2018 Deutschland mit 25,5 Millionen Tonnen 

weltweit betrachtet der viertgrößte Zuckerrübenproduzent 

war. Die Anbaufläche habe 2018 in Deutschland 

334.500 Hektar betragen. In Deutschland würden pro 

Jahr durchschnittlich 16 Millionen Tonnen Zuckerrübenblatt 

anfallen. Damit könnten rund 152.000 Hektar 

Silomais ersetzt werden. Das technisch verfügbare 

Potenzial sei allerdings niedriger. 

Um die Zuckerrübenblätter energetisch verwerten zu 

können, müsse am Rübenroder ein Blattbergeband 

montiert werden. Außerdem müssen parallel fahrende 

Abfuhrfahrzeuge bereitgehalten werden. „Die Nutzung 

der Zuckerrübenblätter könnte in Deutschland eine 

Wertschöpfung von 500 bis 600 Euro pro Hektar erzielen, 

abzüglich der Kosten für die zusätzliche Erntetechnik“, 

erklärte Verworner. 

Zuckerrübenblätter ließen sich durch wechsellagige 

Co-Silierung zum Beispiel mit Stroh im Fahrsilo gut 

konservieren. Für die labortechnische Untersuchung 

haben die Wissenschaftler Zuckerrübenblätter in 

Spannring-Kunststofffässer abgefüllt und so ins Labor 

überführt. Die Blätter wurden anschließend entnommen 

und mit einem Fleischwolf zerkleinert. Das 

so hergestellte Rübenmus wurde dann für Siliertests 

verwendet. 

Silierversuche im PVC-Rohr 

„Wir haben das Rübenmus in drei transparente, 5 Meter 

hohe Versuchssäulen eingebracht. Dabei handelte 

es sich um PVC-Rohre mit fünf Probennahmestutzen, 

die alle 80 Zentimeter montiert waren. Die Beprobungen 

haben wir monatlich vorgenommen. Analysiert 

haben wir den pH-Wert, den Trockensubstanz- sowie 

den organischen Trockensubstanzgehalt und das Säurespektrum. 

Der Versuchszeitraum erstreckte sich über 

ein Jahr“, führte Verworner aus. 

Durch die Silierung liegt der Trockensubstanzgehalt 

bei 15 Prozent, was bei der Solosilierung der Zuckerrübenblätter 

in den Säulen zu gewissen Anforderungen 

an die Silierbehältnisse führt. Verworner sagte, dass 

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14


AKTUELLES 

durch die Silierung viel Milchsäure, aber nur geringe 

Mengen Essigsäure entsteht. Propion- und Buttersäure 

hätten unter der Nachweisgrenze gelegen. Die Gasertragsanalyse 

habe ergeben, dass die Zuckerrübenblattsilage 

schon nach drei bis fünf Tagen auf hohe Gasausbeuten 

kommt. Parallel untersuchte Maissilage habe 

sechs Tage länger benötigt, um auf hohe Gaserträge 

zu kommen. 

„Rübenblattbrei hat eine schnelle Abbaukinetik. Sie ist 

somit in Zeiten hoher Spitzenlaststrombedarfe im Vorteil 

gegenüber Maissilage. Rübenblatt liefert schnell 

Methan, weil darin viele gelöste organische Säuren enthalten 

sind. Rübenblattsilage liefert im Schnitt 358 

Normliter Methan pro Kilogramm organische Trockensubstanz. 

Bei Trockensubstanzgehalten von 15 Prozent 

ist die Energiedichte jedoch gering, sodass relativ viel 

Substrat benötigt wird. Auf die organische Trockensubstanz 

bezogen liegt der Gasertrag im Bereich von Maissilage“, 

betonte Verworner abschließend. 

Nährwert: neues Projekt gestartet 

Sascha Hermus vom 3N Kompetenzzentrum in Niedersachsen 

stellte das Projekt Nährwert vor, das am 1. 

Juli gestartet ist und bis zum 30. Juni 2024 läuft. Ziel 

des Projektes, an dem die FH Münster, das DBFZ und 

3N beteiligt sind, „ist die umweltgerechte und kostengünstige 

Verbesserung des Gärprodukt-Managements. 

Es geht um die Verbesserung der Nährstoffeffizienz und 

um die Minderung von Emissionen. Technische Maßnahmen 

sollen nur so viel wie nötig, aber so wenig wie 

möglich eingesetzt werden“, gab Hermus bekannt. 

Denn jedes Anfassen, jede Behandlung von Gärdüngern 

verursache Kosten, „und das wollen wir nicht“. 

Verschiedene Gärdünger-Aufbereitungsverfahren sollen 

a) in der Praxis verglichen und b) Prozessketten 

durch innovative Techniken optimiert werden. Die Gärdünger 

sollen c) anschließend auf dem Acker verwertet 

werden. 

Unter a) sollen marktverfügbare Techniken zur Gärdüngeraufbereitung 

geprüft werden. „Wir wollen herausarbeiten, 

wo Stärken und Schwächen der Techniken 

liegen beim Einsatz in unterschiedlichen Gärdüngern. 

Wenn möglich, sollen die Techniken optimiert werden. 

Zur Ermittlung der Nährstoffgehalte wollen wir die 

NIRS-Technologie einsetzen und Daten validieren. Die 

NIRS-Analytik scheint uns als geeigneter gegenüber 

nasschemischen Verfahren, weil die Datenverfügbarkeit/die 

Messdaten schneller vorliegen“, ließ Hermus 

einblicken. 

Das alles geschehe im Verbund mit Biogasanlagen, die 

mit bereits vorhandenen Aufbereitungstechniken ausgestattet 

sind. Zudem würden vier Biogasanlagen 

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getestet und verglichen werden. Die teilnehmenden 

Biogasanlagen würden anhand eines Steckbriefs/einer 

Checkliste erfasst, sodass Daten über die vorhandenen 

Bauwerke, Techniken, Substrate, Gärdüngermengen 

etc. als Basis vorliegen. 

Vorhandene Technik verbessern 

Hinsichtlich des Einsatzes innovativer Techniken kommen 

zum Beispiel sogenannte Hydrozyklone, Algen, 

biologische Flockungsmittel und andere zum Einsatz. 

„Hydrozyklone haben wir bereits an vier Tagen auf einer 

Biogasanlage eingesetzt. Die Pilotanlage hatte einen 

Durchsatz von 3,5 Kubikmeter Gärrest pro Stunde. Es 

sind Systeme verfügbar, die bis zu 120 Kubikmeter 

Durchsatz pro Stunde erreichen. In dem Projekt wollen 

wir die optimale Größe und Geometrie der Hydrozyklone 

für den Gärdüngereinsatz herausfinden. Ebenso 

wollen wir die besten Werkstoffmaterialien für die Hydrozyklone 

finden und ermitteln, wie die Gärreste im 

besten Fall beschaffen sein müssen für einen optimalen 

Hydrozyklonbetrieb“, erläuterte Hermus. 

Bei der Nutzung der Gärdünger finden sowohl Gefäßversuche 

ab 2022 statt als auch Parzellenexakt- und 

Praxisversuche. Die Gefäßversuche nimmt die Firma 

HGoTECH in Bonn vor. Darin geht es um die Überprüfung 

der Nährstoffverfügbarkeit und die Testung 

unterschiedlicher Gärprodukte. In diesen Versuchen 

werden Weidelgras, Raps, Mais und Weizen verwendet. 

Die Landwirtschaftskammer Niedersachsen macht die 

Parzellenversuche mit Winterweizen, Zuckerrüben, 

Winterroggen und Kartoffeln. 

Da insbesondere Kartoffeln, aber auch Winterweizen 

sehr stark mineralisch mit Nährstoffen versorgt werden, 

kann hier der Frage nachgegangen werden, ob mit Gärdüngereinsatz 

gleiche Produktqualitäten erzeugt werden 

können, sagte Hermus. Die Praxisversuche sind 

in Niedersachsen auf sieben Biogasanlagen geplant, 

die insgesamt 19 Praxisflächen (1,5 bis 2 ha Größe) 

bereitstellen. Elf verschiedene Kulturpflanzen sollen in 

regionstypischen Fruchtfolgen überprüft werden. Darüber 

hinaus werden Versuche mit Dauerkulturen wie 

Wildpflanzen, Durchwachsene Silphie und Grünland 

durchgeführt. Geplant sind auch GPS-gestützte Bodenprobennahmen 

zur Nährstoffkontrolle. Ein insgesamt 

spannendes Projekt, das interessante Ergebnisse 

erwarten lässt. 

Autor 

Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann 

Redakteur Biogas Journal 

Fachverband Biogas e.V. 

0 54 09/90 69 426 

martin.bensmann@biogas.org 

Zuckerrübenblätter sind ein 

interessantes Gärsubstrat. 

Beim Roden der Rüben 

könnten sie mit technischen 

Anpassungen am Roder 

parallel geerntet werden. In 

Deutschland fallen pro Jahr 

durchschnittlich 16 Millionen 

Tonnen Zuckerrübenblatt an. 

Damit könnten rund 152.000 

Hektar Silomais ersetzt 

werden. 

FOTO: LANDPIXEL.EU 

16


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Gute Perspektiven 

für Biomethan und CO 2 

Ende September fand die digitale Biogasfachtagung der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe 

e.V. (FNR) und und des Kuratoriums für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft 

e.V. (KTBL) statt. Mit 140 Teilnehmer*innen war die Veranstaltung eine voller Erfolg. Von 

den zahlreichen Vorträgen werden an dieser Stelle Inhalte von drei Referaten wiedergegeben. 


Michael Beil vom Fraunhofer-Institut für 

Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik 

in Kassel erläuterte die Möglichkeiten 

der CO 2 

-Nutzung aus Biogas. 

Er berichtete von einem Projekt, in dem 

verschiedene CO 2 

-Bezugsquellen zusammengetragen 

worden sind. Bezugsjahr war damals 2014. Damals 

stammten 300 Millionen Tonnen CO 2 

pro Jahr aus aus 

Verbrennungsprozessen von Kraftwerken. Der Anteil 

konventioneller Kraftwerke sei dabei größer als zum 

Beispiel der Anteil von Biomasseheizkraftwerken, der 

nur 5 Prozent betrug. 

„Aktuell emittieren die Biogasaufbereitungsanlagen 

aus der Gasreinigung in Deutschland rund 1,9 Millionen 

Tonnen CO 2 

pro Jahr. Es gibt Aufbereitungsverfahren, 

die sich für die spätere CO 2 

-Nutzung besser eignen. 

Etwa 60 Prozent der in Deutschland errichteten 

Aufbereitungskapazität eignet sich gut für die spätere 

CO 2 

-Nutzung. So bleiben von den 1,9 Millionen Tonnen 

noch 1,1 Millionen Tonnen CO 2 

pro Jahr übrig“, führte 

Beil aus. Die aktuell real emittierten CO 2 

-Mengen 

sind nach Beils Worten jedoch geringer, da die Anlagen 

bisher stärker im Teillastbetrieb gefahren wurden, als 

technisch möglich wäre. 

In Verbrennungsprozessen liege die CO 2 

-Konzentration 

zwischen 3 und 15 Volumenprozent. Bei Biogas-Vor- 

Ort-Verstromungsanlagen liege die CO 2 

-Konzentration 

zwischen 8 und 15 Volumenprozent. Bei der industriellen 

Ammoniak-Produktion könnten bis zu 100 Volumenprozent 

CO 2 

enthalten sein. In der Zementindustrie 

seien die CO 2 

-Mengen im Abgasstrom deutlich niedriger 

als bei der Ammoniakproduktion. 

Werde Biogas mit der sogenannten physikalischen 

Wäsche aufbereitet, könne der Abgasstrom bis 30 Volumenprozent 

an CO 2 

enthalten. Aminwäsche, Druckwechseladsorption 

(PSA) und Membranreinigung erreichten 

90 bis 100 Volumenprozent im Outputstrom. 

„PSA, Membranverfahren und Aminwäsche sind die 

drei Verfahren, die für die CO 2 

-Nutzung am besten geeignet 

sind“, betonte Beil. Bei der Druckwasserwäsche 

führe die Strippluftzufuhr zur Verdünnung der CO 2 

- 

Konzentration im Schwachgasstrom. 

Für die stoffliche Nutzung muss das abgetrennte CO 2 

weiter aufbereitet werden. Methanschlupf könne so 

abgeschieden und vorne in den Prozess gegeben werden. 

Das Gleiche gelte für andere Gaskomponenten wie 

Stickstoff und Sauerstoff. Laut Beil ist die Gaszusammensetzung 

stark abhängig von den eingesetzten Gär 

FOTO: ADOBE STOCK_NORDRODEN 

18


AKTUELLES 

„PSA, Membranverfahren und 

Aminwäsche sind die drei Verfahren, 

die für die CO 2 

-Nutzung am 

besten geeignet sind“ 

Michael Beil 

substraten. Hier geht es um die Bildung von Terpenen und Ketonen, 

um die Bildung von Schwefelverbindungen, aber auch 

um Mercaptane und andere Spurengase. 

Die meisten Stoffe könnten mittels Aktivkohleadsorption entfernt 

werden. Bei hohen Ammoniakgehalten sei es jedoch sinnvoll, 

Waschprozesse zwischenzuschalten. „Es gibt viele Pilotprojekte 

für die stoffliche Nutzung von CO 2 

in Europa. So zum 

Beispiel in Großbritannien, in Italien und in den Niederlanden. 

Springhill farms auf der britischen Insel ist eine Beispielanlage, 

die 200 Kubikmeter Biomethan pro Stunde aufbereitet 

und pro Jahr 1.000 Tonnen CO 2 

abtrennt. Das abgetrennte 

Kohlenstoffdioxid wird in ein angegliedertes Gewächshaus eingebracht 

und dort von den Pflanzen verwertet“, machte Beil 

aufmerksam. 

CO 2 

für Getränke- und Lebensmittelbranche 

In dem Projekt in den Niederlanden werden pflanzliche Abfälle 

vergoren. Die Anlage nahm 2011 ihren Betrieb auf. Installiert 

ist eine Membranreinigung. Das Methan wird ins Erdgasnetz 

eingespeist. 2.500 Tonnen CO 2 

kann die Anlage pro Jahr bereitstellen. 

Abnehmer des CO 2 

sind die Getränke- und Lebensmittelindustrie. 

Als drittes Beispiel nannte Beil die Anlage Biogas Wipptal in 

Italien, die Ende dieses Jahres in Betrieb gehen soll. Die Biogasanlage 

werde mit Gülle und Mist betrieben. Installiert ist 

eine elektrische Leistung von einem Megawatt. Die Biogasaufbereitung 

plus Gasverflüssigungsanlage (Bio-LNG) befinden 

sich im Bau. Die Errichtung der CO 2 

-Reinigung ist für 2022 

geplant. 18 Tonnen CO 2 

soll die Anlage täglich bereitstellen. 

Verbraucher in der Getränke- und Lebensmittelindustrie sollen 

das CO 2 

abnehmen. 

Auch in Deutschland tut sich was hinsichtlich der biogenen 

CO 2 

-Gewinnung. In Krefeld wird an der Kläranlage im ersten 

Quartal 2022 eine Biogas- und CO 2 

-Aufbereitung ihre Arbeit 

aufnehmen. Das Klärgas dient dort als Ausgangsstoff. Die Rohgasaufbereitungskapazität 

liegt bei 1.400 Normkubikmetern 

pro Stunde. Die CO 2 

-Produktionskapazität gab Beil mit 8.000 

Tonnen pro Jahr an. Das CO 2 

soll in Gewächshäusern oder der 

Industrie verwertet werden. Die Investitionskosten bezifferte 

der Referent mit rund 6 Millionen Euro für beide Anlagen zusammen. 

„In Europa stammen zwei Drittel des CO 2 

-Bedarfs der Industrie 

aus der chemischen Industrie und der Ammoniakgewinnung, 

wobei letztere einen Anteil von 50 Prozent hat. In Großbritannien 

fehlt zurzeit CO 2 

aus der Ammoniakproduktion, weil diese 

wegen der hohen Gaspreise heruntergefahren worden ist. 

Der Gesamtmarkt in Deutschland hat etwa ein Volumen von 

800.000 Tonnen bis 1 Mio. Tonnen“, informierte Beil. 

19


„Wer heute ein Gaskraftwerk 

betreibt und Erdgas ersetzen 

muss, kann das am günstigsten 

mit Biogas machen“ 

Friedrich-Wilhelm Knebel 

Nur gut 1 Prozent 

Biomethan im Netz 

Über die Rolle von Biomethan aus 

Sicht der Gaswirtschaft sprach 

Dr.-Ing. Friedrich-Wilhelm Knebel 

von der Erdgas Südwest GmbH. Er 

sagte, dass in 2019 alle deutschen 

Biogasanlagen energetisch betrachtet 85 

Terawattstunden (TWh) produziert haben. 

88 Prozent davon würden in Blockheizkraftwerken 

verstromt. Der Hauptgrund 

dafür sei das Erneuerbare-Energien-Gesetz 

(EEG). Nur 12 Prozent würden im Biomethanmarkt 

verbraucht. 

Der Erdgasverbrauch habe in Deutschland 

in 2019 bei 950 TWh gelegen. Lediglich 

9,4 TWh seien an Biomethan eingespeist 

worden, was weniger als ein Prozent ausmache. 

Von diesen also knapp 10 TWh gehen 

rund 9 TWh wiederum ins EEG. Das 

bedeute, das von den 12 Prozent, die im 

Biomethanmarkt eingespeist werden, wiederum 

88 Prozent in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen 

zum Einsatz kommen. 

„98,6 Prozent des gesamten in Deutschland 

produzierten Biogases gehen in die 

EEG-Förderung. Biomethan ist im Grunde 

Erdgas plus Zertifikat. Die stoffliche Nutzung 

in irgendwelchen Prozessen kann 

komplett vernachlässigt werden. Die Herkunftsnachweise 

der Zertifikate spielen 

eine wichtige Rolle“, führte Knebel aus. 

Er hält die Verknüpfung mehrerer Biogasanlagen 

zu einer Aufbereitungsanlage in 

bestimmten Fällen für sinnvoll. 

Schaue man sich die Rahmenbedingungen 

an, dann sei klar: „2045 ist Schluss 

mit Erdgas. Die Menge, die heute im Netz 

ist, ist dann gleich null. Daraus ergibt sich 

eine enorme Marktchance, denn Erdgas 

kann nicht vollständig durch Strom ersetzt 

werden.“ Gehe man von einem Rest von 10 

Prozent aus, der benötigt wird, dann seien 

das immer noch 95 TWh, die durch andere 

Gase ersetzt werden müssen. „Das ist 

immerhin deutlich mehr als das, was der 

Stand heute an Biogasproduktion ist, das 

ja meistens in der Vor-Ort-Verstromung Verwendung 

findet,“ betonte Knebel. 

Er begründete weiter: „Wer heute ein Gaskraftwerk 

betreibt und Erdgas ersetzen 

muss, kann das am günstigsten mit Biogas 

machen, weil keine Umrüstkosten entstehen. 

Der Preis von Biomethan ist bekannt, 

und die Technologie ebenfalls. Es ist im 

Grunde weiter Erdgas, nur auf dem Liefervertrag 

steht Biomethan.“ In Süddeutschland 

werde Biomethan sich bis 2035 als 

Brückentechnologie darstellen müssen, 

denn bis jetzt sei keinerlei Planung vorhanden 

für eine flächendeckende Wasserstoffversorgung 

für diesen Landesteil. 

Die Gasaufbereitung ist laut Knebel interessant, 

weil das CO 2 

abgetrennt wird, das 

als Kohlenstoffquelle für alle möglichen 

Produkte verwendet werden kann. So zum 

Beispiel auch für Power-to-Gas oder Power-to-Liquid 

(grüner Diesel). Vorteile auch 

hier: „Vorhandene Anwendungstechnologien 

können weiter genutzt werden. Es gibt 

heute schon Anlagen, die synthetischen 

Diesel produzieren.“ An der Stelle verwies 

er auf den sogenannten Premiumdiesel bestimmter 

Mineralölfirmen. 

„Wenn wir das Biomethan produzieren, 

haben wir ausblickend die Chance, dass 

wir das CO 2 

künftig als weiteren Wertstoff 

nutzen können. Der Platz, der frei werden 

wird, wenn Erdgas künftig weniger eingesetzt 

werden darf, ist außerordentlich. Die 

Marktaussichten sind sehr, sehr gut“, resümierte 

Knebel am Ende seines Vortrages. 

Zweistufige Druckfermentation 

Dr. Andreas Lemmer von der Uni Hohenheim 

in Stuttgart ließ während seines Vortrags 

in ein Projekt einblicken, das sich mit 

der dezentralen Erzeugung von Bio-LNG in 

einer neuartigen Prozesskette befasst. Im 

Zentrum des Projektes Pro-bioLNG steht 

die zweistufige Druckfermentation. Dabei 

wird die eingesetzte Biomasse zunächst 

bei Umgebungsdruck und einer Temperatur 

von 55 Grad Celsius in einem kontinuierlich 

betriebenen Hydrolysereaktor in gelöste 

organische Verbindungen überführt. 

Diese werden im zweiten Reaktor, dem 

sogenannten Hochdruck-Methanreaktor, 

zu Methan umgewandelt. 

Der Prozess der Versäuerung und der Methanbildung 

ist räumlich voneinander 

getrennt. Beim Methanreaktor handelt es 

sich laut Dr. Lemmer um einen Festbettreaktor, 

der mit 40 Grad Celsius und 10 bar 

Druck betrieben wird. Einen Reaktor unter 

solchen Bedingungen zu betreiben, sei teuer. 

„Daher muss die Raumbelastung höher 

sein als in klassischen Fermentern. 

Es müssen zudem kurze Verweilzeiten 

erreicht werden. Nur so kann 

das teure Fermentervolumen effizient 

genutzt werden“, machte der 

Vortragende deutlich. 

Zwischen der Hydrolysestufe und 

dem Druckmethanreaktor ist eine Membranfiltration 

installiert, um ein Verblocken 

der mit Mikroorganismen bewachsenen 

Füllkörper in der zweiten Stufe zu verhindern. 

Zudem soll nicht abgebaute Organik 

in die Hydrolyse zurückgeführt werden. Dadurch 

wird die Verweilzeit der Biomasse von 

der Methanproduktion entkoppelt. 

Power-to-Gas und biologische 

Methanisierung 

„In das Gesamtsystem wurde auch die Sektorenkopplung 

integriert. Das heißt, dass 

mithilfe eines Elektrolyseurs Wasserstoff 

produziert wird, der zwischengespeichert 

wird. Über ein Power-to-Gas-Verfahren wird 

der Wasserstoff zu Methan synthetisiert. 

Außerdem findet eine biologische Methanisierung 

statt. Dazu wird das im Produktgas 

des Methanreaktors verbleibende CO 2 

anschließend in einem Rieselbettreaktor 

zu Methan umgesetzt“, führte Dr. Lemmer 

aus. 

Rieselbettreaktoren würden eine hohe Prozessstabilität 

aufweisen. Mit ihnen ließen 

sich CH 4 

-Konzentrationen von 97 bis 99 

Prozent erreichen. Das CH 4 

sei weiter zu 

reinigen. Schwefel werde mit Aktivkohle 

herausgefiltert. Anschließend erfolge die 

Gastrocknung mithilfe von Zeolithen mit 

automatischer Regeneration der Zeolithe. 

Das verbleibende CO 2 

werde über eine Wäsche 

mit ionischen Fluiden entfernt. 

Im Rahmen des Projekts wird das Methan 

bei minus 162 Grad Celsius verflüssigt und 

in mobilen Tanks gelagert. Dieses flüssige 

Bio-LNG ist ein idealer Kraftstoff für den 

Schwerlastverkehr. In der Landwirtschaft 

gebe es aktuell nur eine kommerzielle Anwendung 

für Biomethan als Kraftstoff von 

New Holland (CNH) mit monovalentem 

CNG-Motor. 

Autor 


Redakteur Biogas Journal 


0 54 09/90 69 426 

martin.bensmann@biogas.org 

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Biogas: Ein Baustein der 

Dekarbonisierung 

Kai Alberding, 

Geschäftsführer Carbo- 

Force GmbH, erklärt 

Besuchern vor Bigbags, 

in denen das Resultat 

des Karbonisierungsprozesses 

aufgefangen 

wird, den Verarbeitungsprozess. 

Die Themen auf dem 5. Norddeutschen Biogas-Branchentreff in Rendsburg waren breit 

gefächert: Sie reichten von der Flexibilisierung über Speicherkraftwerke, Feststoffdünger 

aus Gärresten, Redispatch 2.0 und Energieversorgung von Industrien bis hin zur Pflanzenkohle, 

zur Bioökonomie und „Böden als CO 2 

-Speicher“. 


Prof. Dr. Conrad 

Wiermann, Fachhochschule 

Kiel. 

Bei derzeit rasant steigenden CO 2 

-Preisen 

und einer allseits postulierten Dekarbonisierung 

rückt die Kohlenstoff-Speicherung 

mehr und mehr in den Fokus (wirtschaftlicher) 

Interessen. Über Potenziale, aber 

auch über die Grenzen dieses Klimaschutz-Instrumentariums 

wurde 

im Rahmen des Rendsburger Branchentreffs 

referiert und diskutiert. 

Kurioserweise auf zwei parallel stattfindenden 

Foren: zum einen am „ExpertenTisch 

Pflanzenkohle“ in der 

Ausstellungshalle der Deula und zum 

anderen im benachbarten Fachbereich 

Agrarwirtschaft der Fachhochschule 

Kiel. Wieso die Veranstalter 

dies nicht zusammen kompakt unter 

einem Hut organisiert haben, bleibt 

deren Geheimnis, denn so musste 

sich der Besucher wohl oder übel für 

eines der Foren entscheiden. 

Während nun unter der Ägide des 

Biogasberaters Rainer Casaretto 

(Biogas-Akademie) über die „Monetarisierung von Umweltdienstleistungen 

der Biogasbranche“ diskutiert 

wurde, beschäftigten sich die Teilnehmer*innen in der 

Fachhochschule mit den Optionen einer CO 2 

-Speicherung 

in Böden. Dazu trug auch Anton Aschbacher aus 

der Region Katschberg im österreichischen Kärnten 

bei. Er berichtete über den Einsatz von Pflanzenkohle 

in der touristischen Bergwelt Österreichs. 

Die von ihm als „Klimaerde“ bezeichnete Pflanzenkohle 

biete Schutz vor Erosion, biete eine höhere Wasserhaltefähigkeit 

der Böden, diene dem Humusaufbau, 

der mikrobiellen Reaktivierung des Bodenlebens und 

leiste überdies eine CO 2 

-Speicherung über viele Jahrhunderte. 

Es geht bei diesem Ansatz auch um nachhaltige 

Geschäftsmodelle, bei denen die Akteure im ländlichen 

Raum aktiv am Klimaschutz partizipieren können. 

Volkswirtschaftliche Werte nicht länger 

ungenutzt lassen 

Inwieweit Biogas-Anlagenbetreiber in solche Prozesse 

integriert werden können, blieb nicht endgültig beantwortet, 

doch erörterten Hans J.P. Freiherr von Donop, 

Dr. Hans Korte sowie Prof. Dr. Hinrich Uellendahl von 

FOTOS: DIERK JENSEN 

22


AKTUELLES 

Björn Kuntze, 

Chefingenieur bei der 

Carbo-Force GmbH, 

erklärt das Innenleben 

der Biochar-Anlage. 

der Fachhochschule Flensburg in der Diskussion 

weitere Chancen und Optionen, 

aus Gärresten zusätzliche Wertschöpfung 

zu generieren. Ob nun eine Faserproduktion 

oder noch andere Nutzungskaskaden 

zukünftig zum Zuge kommen werden, hänge 

letztlich davon ab, so Rainer Casaretto 

kritisch zuspitzend, ob es Gesellschaft und 

Politik endlich bewusst wird, welche volkswirtschaftlichen 

Werte bisher auf säumige 

Weise ungenutzt vernachlässigt werden. 

Zur gleichen Zeit warnte Prof. Dr. Conrad 

Wiermann vom Fachbereich Agrarwirtschaft 

der Fachhochschule vor allzu großer 

Euphorie hinsichtlich der Einlagerung von 

Kohlenstoff in landwirtschaftlichen Böden. 

Dabei sprach sich Wiermann keineswegs 

grundsätzlich gegen eine Karbonisierung 

aus. Er hinterfragte aber in seinem 

Vortrag kritisch, in welchen Bodentypen 

dies eigentlich stattfinden soll und in welcher 

Form. 

Hinsichtlich der Bodentypen verwies der 

Fachmann darauf, dass bei zu großen Mengen 

von Pflanzenkohle Sättigungspunkte 

in einigen Böden erreicht werden können, 

die zu kontraproduktiven Auswaschungen 

von Stickstoff etc. führen. Allerdings relativierte 

Wiermann dies insofern, als dies erst 

bei großen Mengen eintreten würde. 

Trockene Moore vernässen, 

Dauergrünland wiederherstellen, 

Flächen aufforsten 

Da es aber beim wirksamen Klimaschutz 

am Ende auch um große Dimensionen 

geht, hob Wiermann die Vorteile von zwei 

anderen Varianten der Kohlenstoffeinspeicherung 

hervor: Zum einen ist es die 

Wiedervernässung von trockengelegten 

Moorgebieten, zum anderen die Umwidmung 

von ackerbaulichen Grenzstandorten 

in Dauerweide oder in einen wiederaufzuforstenden 

Wald. Diese Varianten seien 

im Gegensatz zur technisch komplexen 

Verkohlung sehr viel einfacher und auch 

effizienter. 

Sie haben den großen Vorteil, dass sie viel 

„natürlicher“ umgesetzt werden können. 

Nichtsdestoweniger begrüßt der Dozent an 

der Fachhochschule Kiel, dass neue Technologien 

vorangebracht werden, die mit der 

Behandlung von Biomassefraktionen aus 

Klärschlamm, Biotonnen oder eben auch 

Gärresten einen Beitrag zum Klimaschutz 

leisten können. Über ein Problem müsse 

sich man bei der Behandlung von belasteten 

Biomassefraktionen jedoch im Klaren 

sein, so Wiermann, „je schadbelasteter das 

Biomasse-Inputmaterial bei der Karbonisierung 

ist, desto vorsichtiger sollte eine 

solche Pflanzenkohle im Kontext landwirtschaftlicher 

Nutzung zu bewerten sein“. 

Das beurteilt auch Malte Graf kaum anders. 

Doch betrachtet er als Geschäftsführer 

der Carbo-Force GmbH aus dem schleswig-holsteinischen 

Preetz, die mittlerweile 

eine Karbonisierungsanlage (Biochar) zur 

Serienreife entwickelt hat, dies Thema aus 

ganz anderer Sicht: verspricht doch deren 

Anlage mehr und mehr wirtschaftlich lukrativ 

zu werden. Und dies, obwohl – abgesehen 

von der jahrelangen Entwicklungsarbeit 

– der Bau der ersten Biochar-Anlage 

auf dem Gelände der AWR Abfallwirtschaft 

Rendsburg-Eckernförde GmbH mit allem 

Drum und Dran mit rund 1,1 Millionen 

Euro zu Buche steht. 

Biokohle ist gefragt 

Seit Sommer 2021 verarbeitet die Karbonisierungsanlage 

holzige Reststofffraktionen 

(geschreddertes Knickholz, das eine 

Lohnunternehmung aus der Region liefert) 

zu feinkörnigem Kohlenstaub, der am Ende 

in BigBags aufgefangen wird. Das Endprodukt 

ist wahrlich kein Ladenhüter, es wird 

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Blick auf Siebarbeiten auf der Kompostierungsanlage 

auf dem Gelände der AWR, auf der auch 

Biogas produziert wird. 

Blick auf die Karbonisierungsanlage der 

Carbo-Force GmbH auf dem Gelände der 

AWR Rendsburg-Eckernförde. 

anderem auch an einen Milchviehhalter, vermarktet. 

Die Nachfrage sei höher als das Angebot, das Graf mit 

einer Jahresproduktion von rund 750 Tonnen angibt. 

Als Input liegen dafür rund 2.400 Tonnen holzige Trockenmasse 

zugrunde. 

Dabei ist die Karbonisierungsanlage in einem 40-Fuß- 

Container ziemlich unspektakulär untergebracht. Wer 

aber hineingeht, ermisst schnell, wie technisch komplex 

eine Verkohlung von frischer Biomasse zu Pflanzenkohle 

tatsächlich ist. Und es kann bei hohen Außentemperaturen 

im Container schon ziemlich heiß 

werden, arbeitet das Verfahren doch mit Prozesstemperaturen 

von 750 bis 800 Grad Celsius. 

„Wir haben über 15 Jahre Erfahrung in der Entwicklung 

innovativer Carbonisierungsverfahren gesammelt. Ausgehend 

von der herkömmlichen Pyrolyse haben wir ein 

neues Verfahren mit partieller Oxidation entwickelt und 

für den Einsatz in der Praxis immer weiter optimiert“, 

erklärte Malte Graf vor der Anlage stehend. „Während 

die bisher eingesetzten Pyrolyse-Verfahren durch indirekte 

Erwärmung über Wärmetauscher enorme Mengen 

Energie verbrauchen, ist es mit unserer Technologie 

möglich, aus den Reststoffen zusätzlich Energie zu 

produzieren.“ 

So fallen bei einer Anlage mit einer Prozessleistung 

von einem Megawatt und einem erstaunlich niedrigen 

Strombedarf von rund 8 Kilowatt (kW) Leistung laut 

Graf rund 450 kW Abwärme an, die sinnvoll weiterverwertet 

wird und bei einem Wärmepreis von 2,5 Cent pro 

Kilowattstunde erste Erlöse erzielt. Der größte Umsatz 

werde allerdings mit Abstand durch den Verkauf der 

Pflanzenkohle erzielt, die der Carbo-Force GmbH regelrecht 

aus den Händen gerissen werde. 

Die Preise pro Tonne liegen aktuell zwischen 550 und 

900 Euro. Darüber hinaus winken mit dem Verkauf von 

CO 2 

-Zertifikaten weiter Einnahmen, wird doch eine 

Tonne karbonisierter Biomasse mit einer CO 2 

-Reduzierung 

von 3,6 Tonnen bewertet. Bei steigenden Preisen 

im Emissionshandel winken durchaus lukrative Perspektiven 

für zukünftige Betreiber von Karbonisierungsanlagen. 

Weitere Pflanzenkohleanlagen im Bau 

Tatsächlich sind zwei weitere Anlagen, eine in Albersdorf 

und eine weiter in Schleswig, schon im Bau, verrät 

Graf. Es sei das erklärte Ziel, in den nächsten drei 

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AKTUELLES 

Jahren 15 Anlagen zu bauen und 

zu betreiben. Er betrachtet auch 

Biogasproduzenten als zukünftige 

Kunden. Und wenn es genehmigungsrechtlich 

auf dem Weg gebracht 

sein sollte, wäre auch die 

stoffliche Verwertung von Überlauffraktionen 

von Kompostierungsanlagen, 

die den Inhalt von Biotonnen 

verwerten, denkbar. Auch die 

Behandlung von Klärschlämmen 

könnte durchaus ein Einsatzgebiet 

sein, obgleich die derzeitigen gesetzlichen 

Grundlagen dies nicht 

erlauben. Für die Landwirtschaft 

Malte Graf, Geschäftsführer 

Carbo-Force GmbH. 

wären Überlauf-Fraktionen und Klärschlämme ohnehin 

sicherlich nicht zu empfehlen. Allerdings besteht offenbar 

kein Zweifel: Obschon noch viele offene Fragen 

hinsichtlich der Pflanzenkohle bestehen, wird dieses 

Segment weiter an Bedeutung gewinnen. Genauso wie 

die Digitalisierung, an der auch Biogasanlagenbetreiber 

nicht vorbeikommen. Dies gilt auch für das Redispatch 

2.0, einer gesetzlich forcierten und seit dem 1. 

Oktober 2021 scharf geschalteten neuen Datenplattform, 

die Verteilnetzbetreiber und alle Energieerzeuger 

ab 100 kW Leistung verpflichtet, sich an der „Engpass- 

Behebung“ zu beteiligen. 

Und von den besagten Engpässen gibt es in Schleswig- 

Holstein bekanntlich viele, liegen doch 60 Prozent aller 

Abschaltungen im gesamten bundesdeutschen Netz in 

Schleswig-Holstein! Deshalb hat der regionale Netzbetreiber 

Schleswig-Holstein Netz AG mit diesem Dilemma 

reichlich zu tun. Tatsächlich hat ein 20-köpfiges 

Team an der Umstellung auf Redispatch 2.0 gearbeitet. 

Projektleiterin Stephanie Jacobsen räumte in Rendsburg 

zwar ein, dass es bei der Datenübertragung noch 

Defizite gebe, „doch sind wir auf 

einem guten Wege“. Zudem hätten 

sich schon 90 Prozent aller Biogasanlagen-Betreiber 

bei der SH Netz 

AG zum Redispatch 2.0 gemeldet. 

Wenngleich keine Sanktionen für 

Nichtmeldungen drohen, appellierte 

Jacobsen an die Adresse der 

restlichen 10 Prozent, sich am neuen 

System zu beteiligen. 

„Es geht ja darum, die volkswirtschaftlichen 

Folgekosten von Abschaltungen 

zu minimieren“, so 

Jacobsen. Um volkswirtschaftlich 

Relevantes ging es übrigens auch 

im Referat „Biogas ermöglicht grüne Versorgung energieintensiver 

Industrie“, das Oliver Rein von der Nordgröön 

Energie GmbH hielt. Er schilderte am Beispiel 

des Chemiekonzerns BASF am Standort Schwarzheide 

in Brandenburg, dass die Stromversorgung aus 

erneuerbaren Energien durchaus möglich ist. Dort 

hatte Nordgröön in einem Probelauf, wenngleich nur 

drei Wochen, den Verantwortlichen des Chemieriesen 

praktisch zeigen können, wie es funktionieren kann. Es 

braucht dafür nur etwas mehr Flexibilität und eine gute 

Portion Digitales, wenngleich es zum Stand heute noch 

doppelt so teuer wird. 

Autor 

Dierk Jensen 

Freier Journalist 

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Anforderungen zu unterstützen. Dabei stehen 

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und der Fokus liegt dabei auf den folgenden 

Gesetzen und Verordnungen: 

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Erstellung der Bilanzen / Aufzeichnungspflichten 

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Regelwerken einen Überblick erhalten, welche Anforderungen 

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Die Beratung ist dabei in mehrere Module aufgeteilt, 

wie in der Abbildung dargestellt. In einem Erstgespräch, 

das Modul 1 beinhaltet, werden alle düngerechtlichen 

Rahmenbedingungen anhand einer Checkliste in einem 

bilateralen Gespräch mit dem Betriebsleiter erörtert. 

Dabei werden für die jeweilige Biogasanlage und bei 

Bedarf auch für den landwirtschaftlichen Betrieb die 

einzelnen Anforderungen an Aufzeichnungen, Kennzeichnungen 

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Ausgehend vom Erstgespräch hat der Beratungsnehmer 

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diesem werden Vorträge zu den einzelnen Rechtsbereichen 

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Defizite zu erörtern und zu besprechen, wie 

diese behoben werden können. Dabei wird mit allgemeingültigen 

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der Betreiber benötigt, um die identifizierten Mängel 

eigenständig zu beheben. 

Modul 2 hat dabei allerdings keinen reinen Vortragscharakter. 

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Direktvermarkter im Bioenergiebereich – und setzen die Flexibilität Ihrer 

Anlage genau da ein, wo sie die höchsten Renditen erzielt. 

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der Direktvermarktung 

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Joachim und Stefanie 

Becker haben positive 

Erfahrungen mit der neuen 

Düngeberatung durch den 


gemacht. 

der Regel auf 

Verständnisfragen 

beziehen. Möchte der Betreiber 

die identifizierten Mängel nicht 

eigenständig, sondern mit Unterstützung 

durch die Fachverband Biogas Service 

GmbH beheben, kann das Modul 2 auch 

übersprungen werden, denn in einem dritten Modul 

werden die betriebsindividuellen Gegebenheiten in die 

Praxis umgesetzt. In diesem Modul ist es möglich, bereits 

vorliegende Aufzeichnungen, Kennzeichnungen 

oder Bilanzierungen durch Experten der Service GmbH 

überprüfen zu lassen oder diese neu zu erstellen, sollten 

diese nur lückenhaft vorliegen. Dabei ist es auch 

möglich, diese erforderlichen Dokumente gemeinsam 

zu erarbeiten, damit der Beratungsnehmer diese in Zukunft 

selbstständig erstellen kann. 

Selbstverständlich werden die länderspezifischen 

Anforderungen in der Beratung berücksichtigt und es 

werden insbesondere für die Kennzeichnung und die 

Bilanzierungen die entsprechenden EDV-Programme 

der Länder herangezogen. In diesem Rahmen kann 

beispielsweise das „Web Modul Düngung“ in Niedersachsen 

oder der „LfL Biogasgärrestrechner“ in Bayern 

genutzt werden. Zusätzlich wurden interne Musterformulare 

und Rechner entwickelt, die im Rahmen der 

Beratung eingesetzt werden können. 

Vorgesehen ist, dass die Beratung zunächst in Online- 

Meetings angeboten wird. Der digitale Charakter erlaubt 

es, die Beratungskosten für unsere Mitglieder 

zu senken. Auf Wunsch kann selbstverständlich auch 

ein Termin vor Ort wahrgenommen werden, doch das 

Erstgespräch im Rahmen des ersten Moduls wird ausschließlich 

im Rahmen eines Onlinemeetings abgehalten. 

Sobald die Beratung allerdings in die betriebsindividuelle 

Einzelberatung geht, kann hingegen auch ein 

Vor-Ort-Termin sinnvoll und nötig sein. 

Nachdem in den vergangenen Monaten die Struktur 

und Inhalte des Beratungssystems zusammen mit 

Betrieben aus der Mitgliedschaft des Fachverband 

Biogas e.V. getestet wurden, bieten wir die Beratungen 

nun allen interessierten Verbandsmitgliedern als 

kostenpflichtige Zusatzdienstleistung über die Service 

GmbH an. Durch das gestaffelte Preissystem behalten 

Betreiber die volle Kontrolle über die bei der Beratung 

anfallenden Kosten. 

FOTO: PRIVAT 

Wir bieten Biomethan-Lieferanten 

Investitionssicherheit mit langfristigen Verträgen! 

Sie produzieren Biomethan – wir nehmen es ab! Als Deutschlands führender Vermarkter 

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AKTUELLES 

Erfolgreich abgeschlossener Testlauf 

In den vergangenen Wochen wurde die modulare Struktur 

in zwei Testbetrieben erprobt. Bei beiden Betrieben 

handelte es sich um flächenlose Biogasanlagen, wobei 

jeweils auch ein landwirtschaftlicher Betrieb angegliedert 

war. Die Beratung erfolgte größtenteils über digitale 

Meetings. Der Betrieb Becker Energie GmbH & Co. 

KG befindet sich im Landkreis Harburg (Niedersachen) 

und umfasst eine flächenlose Biogasanlage. Angegliedert 

ist ein landwirtschaftlicher Betrieb mit Ackerbau 

und Sonderkulturanbau im Gewächshaus. 

Über die Düngeberatung sagt Stefanie Becker: „Die Beratung 

hat mein Verständnis für die Zusammenhänge im 

Bereich des Düngerechts mit den umfangreichen Dokumentationspflichten 

vertieft. Mehr noch als die vorher 

besuchten Seminare, weil die Fragen individuell und 

am Beispiel des eigenen Betriebes besprochen werden 

konnten. Sie versetzt mich in die Lage, die Dokumentation 

zu einem größeren Teil selbst zu erstellen oder 

zumindest die für uns erstellten Dokumente besser zu 

kontrollieren. Die Beratung war Corona bedingt online. 

Das habe ich als Vorteil empfunden, weil sie in den Arbeitsalltag 

somit leichter integriert werden konnte.“ 

Die flächenlose Biogasanlage NatUrenergie Mintraching 

GmbH & Co.KG liegt in der Oberpfalz. Vier landwirtschaftliche 

Betriebe betreiben gemeinsam eine 

Biogasanlage. Sie liefern Substrate und erhalten im 

Gegenzug das Gärprodukt. Kurt Langer ist einer der 

Geschäftsführer. Er zieht folgendes Fazit aus der Düngeberatung: 

„Wir haben uns für eine Düngeberatung 

durch den Fachverband entschieden, denn auf die sich 

immer schneller ändernden Vorschriften und Verordnungen 

muss ich als Biogasanlagenbetreiber reagieren. 

Eine Beratung durch den Fachverband ist aus meiner 

Sicht nur zu empfehlen. Mit unseren Daten alle Fakten 

zu besprechen sowie neue Anregungen und Tipps zu erhalten, 

um somit mehr Sicherheit zu erlangen, alle Anforderungen, 

die an uns gestellt werden, zu erfüllen.“ 

Haben wir Ihr Interesse geweckt? 

Wenn Sie sich nun angesprochen fühlen und das Angebot 

nutzen möchten oder einfach Fragen zu der Düngeberatung 

haben, können Sie sich gerne an uns wenden. 

Kontakt: Sophia Heinze, Fachberaterin Biogas – Fokus 

Düngung, Tel. 0 81 61/98 46 72, sophia.heinze@biogas.org 

Autoren 

M.Sc. Sophia Heinze 

M.Sc. Florian Strippel 


Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising 

29


Horst Seide ist mit der Leistung und der Umwelt-Performance 

seines neuen Schleppers sichtlich zufrieden. 

Das Kabineninnere unterscheidet 

sich nicht vom Diesel-Bruder. 

NEW HOLLAND 

Der neue 

Gas-Schlepper 

ist da! 

Biomethan als Kraftstoff für Traktoren: 

Darauf hat die Biogasbranche schon lange 

gewartet. Jetzt scheint der Durchbruch gelungen 

zu sein. Der Hersteller New Holland 

geht mit einem neuen Modell nach jahrelangen 

Vorarbeiten tatsächlich in Serie. 

Das Biogas Journal hat die gasbetriebene 

Neuheit getestet. 


Ernte auf dem Hof von Horst Seide. Es herrscht 

ideales Frühherbstwetter Ende September, 

es ist trocken, ja, es ist noch spätsommerlich 

warm. Mais soll gehäckselt werden. Das 

Ernteteam steht bereit, aber ein technisches 

Problem macht einen Strich durch die Rechnung; irgendetwas 

mit der Antriebsscheibe beim Claas-Häcksler, 

Ernte und alle Maschinen ruhen. 

Apropos Maschinen: Durch die unfreiwillige Arbeitsunterbrechung 

auf dem Hof direkt hinter dem Deich der 

Elbe, vor Biogasanlage und Fahrsilo, präsentiert sich 

wahrlich ein stattlicher Fuhrpark: Das ist Landtechnik, 

geballte PS-Power. Viel Prominenz des „Who is Who“ 

der Landmaschinenwelt findet sich: Der John Deere 

7730, der Claas-Häcksler, ein Vario Favorit Fendt 924 

und auch ein Fendt 720 ist dabei, ebenso wie der New 

Holland T6.180 Methane Power mit einem 6-Zylinder- 

Motor, der über 180 PS Leistung verfügt. 

Optisch kaum zu unterscheiden 

Der Zusatz Methane ist erst in kurzer Distanz zu lesen, 

ist doch das Wort nur in kleiner Schrift an der Motorhaube 

platziert. So unterscheidet sich der mit Methan 

betriebene Schlepper von seinem Diesel-Bruder mit 

identischer PS-Zahl, der ebenso auf dem Hof von Seide 

seinen Job macht, auf den ersten Blick fast gar nicht: 

Dabei wird der eine klassisch-fossil betankt, während 

der andere mit dem klimafreundlichen Kraftstoff Biomethan 

angetrieben wird. 

Und wie sich die beiden Modelle so im illustren Ensemble 

der übrigen Landmaschinen einfügen, so ist eines 

zu konstatieren: Der Gasmotor ist auf der Höhe der Zeit. 

Dieser Antriebsart mutet nichts Exzeptionelles, Futuristisches 

oder gar offenbar Unterscheidbares an, nein 

der Methan-Traktor ist mittendrin, gehört dazu: Vielleicht 

wird er schon bald Standard – zu hoffen wäre es. 

Wer sich jedoch mit der Technik des T6.180 Methane 

näher beschäftigt und in die Details eintaucht, der 

stellt kleine, feine Unterschiede fest. Dies ist noch 

nicht einmal der Fall, wenn man sich ins Cockpit 

des Gas-Traktors hineinsetzt. Das zeichnet sich nicht 

durch besondere Features aus, es ist in der Leistungsklasse 

mittelgroßer Schlepper von 120 bis 200 

FOTOS: JÖRG BÖTHLING 

30


AKTUELLES 

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31


„Range-Extender-Tank“ in der Fronthydraulik des Schleppers. Darin befinden 

sich drei Gasflaschen, die jeweils 90 Liter Gas aufnehmen können. So sind 

maximal 455 Liter beziehungsweise 79 Kilogramm CNG an Bord. 

PS, die im Übrigen in Deutschland rund ein Viertel 

aller Traktoren ausmacht, eher gewöhnlich. Kurzum: 

es fühlt sich auf dem Sitz an wie bei einem normalbetankten 

Traktor auch. 

Gasspeicher in Fronthydraulik 

Lediglich der kleine schwarze Container, der vorne 

montiert ist und in der Fachsprache als „Range-Extender-Tank“ 

bezeichnet wird, macht einen sichtbaren 

Unterschied: Darin sind drei 90 Liter CNG fassende 

Gasflaschen liegend angeordnet. Wieso eigentlich 

90-Liter-Flaschen? Klaus Senghaas, seit vielen Jahren 

Kommunikations-Chef von New Holland in Deutschland 

und eng eingebunden in die Entwicklungsarbeit 

des Methan-Traktors, beantwortet dies kurz und knapp: 

„Die sind standardisiert, sind für den Straßenverkehr 

zugelassen. Die setzen wir im Mutterunternehmen 

auch im Lkw-Bereich seit vielen Jahren ein.“ Neben 

den drei Gasflaschen vorne, die der Kunde je nach Bedarf 

optional mitbestellen kann, sind standardmäßig 

weitere sieben Flaschen im Frontbereich vollkommen 

unauffällig im Traktor integriert. So sind maximal 455 

Liter beziehungsweise 79 Kilogramm CNG an Bord. 

„Die darin getankte Menge reicht für den Einsatz auf 

der Straße von bis zu acht Stunden, auf dem Acker, bei 

hoher Beanspruchung, rund fünf bis sechs Stunden“, 

erläutert Senghaas zur Reichweite. 

Wer nun den Motor des T6.180 startet und genauer die 

Ohren spitzt, der bemerkt, dass der Sound zum Diesel- 

Bruder etwas anders rüberkommt. Er ist tatsächlich 

leiser, messtechnisch ermittelt liegt der Wert exakt 

fünf Dezibel niedriger, was auf ein niedriges Verdich 

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AKTUELLES 

tungsverhältnis beim Gasmotor zurückzuführen ist. 

Aufgrund dessen hört man als Fahrer plötzlich auch die 

höheren Töne des Getriebes mehr als auf einem Dieseltraktor 

sitzend, wo der lautere Motor diese überlagern 

würde. Allerdings muss der Fahrer seine Ohren schon 

genau spitzen, um das wirklich wahrzunehmen. 

Motor zieht gut durch 

Ansonsten ist die Power des Methantraktors sofort da. 

Das merkt man besonders auf dem Acker, im vollen Einsatz. 

So auch beim Grubbern auf dem Feld von Horst 

Seide, für das ein Grubber mit der Arbeitsbreite von 

4,60 Metern gezogen wird. Nach dem Manövrieren auf 

dem Vorgewende drücke ich mit dem Fuß bis zum Anschlag 

aufs Gaspedal und setze zugleich den Grubber, 

der sich mit seinen Zinken rund zwölf Zentimeter in den 

schon vorbearbeiteten, aber trotzdem relativ schweren, 

tonhaltigen Marschboden (60 Bodenpunkte), wo im 

Sommer Kleegras und Welsches Weidelgras stand, hineingräbt. 

Die Zugkraft kommt sofort an, der Traktor 

zieht stabil durch. „Das liegt am guten Ansprechverhalten 

des Gasmotors, was wir durch eine Mehrfacheinspritzung 

erreichen“, unterstreicht Klaus Senghaas. 

Bei einer Motordrehzahl von 900 Umdrehungen pro 

Minute sei nach seinen Worten das Ansprechverhalten 

„doppelt so gut“ wie bei einem vergleichbaren Diesel. 

Dieses bemerkenswerte Attribut ist letztlich aber zusätzlicher 

Entwicklungsarbeit am Gasmotor 

Der New Holland T6.180 

zieht mit seinem 

6-Zylinder-Gasmotor 

den 4,60 Meter breiten 

Grubber mühelos 

durch den schweren 

Marschboden. 

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Denken und Handeln für die Zukunft 

33


Fachjournalist Dierk Jensen 

hat beim Grubbern den New 

Holland-Gastraktor richtig 

rangenommen. Der Motor bringe 

die Kraft sehr gut über die Räder 

an den Boden. 

Tankvorgang unter der 

linken Tür zwischen den 

Stufen des Einstiegs. 

Der Anschluss für 

den Zapfhahn ist gut 

zugänglich. 

geschuldet, so Senghaas weiter. Dafür 

habe man aus den Erfahrungen des Vorgängermodells 

heraus auf den raschen 

Markteintritt verzichtet und stattdessen 

vor vier Jahren schweren Herzens 

entschieden, noch mal am CNG-Motor 

nachzujustieren mit der Konsequenz, 

dass auch die Peripherie, ob nun Getriebe, Kühlung, 

Lichtmaschine und andere Komponenten, noch mal 

neu konfiguriert wurden. Zudem ist ein 3-Wege-Kat, 

angeblich wartungsfrei, eingebaut. 

„Wenn ein CNG-Traktor, dann richtig“, hebt Senghaas 

hervor. Die behutsame und vorsichtige Strategie scheint 

sich aber nun auszuzahlen. Denn das Feedback, das 

New Holland, eine Tochter von Fiat, auf ihrer Extrarunde 

Entwicklungsarbeit vor allem in Turin, aber auch in 

Großbritannien und der Schweiz von den Fahrern der 

50 Traktoren, die man weltweit vor dem Start der Serienproduktion 

am 1. November 2021 für Testzwecke in und 

an die Landwirtschaft zur Verfügung stellte, bekommen 

hat, sei großartig. 

Bei 1.000 Betriebs stunden werden 

535 Tonnen CO 2 

eingespart 

„Wir sind jetzt zum richtigen Zeitpunkt da“, versichert 

Senghaas, „es geht jetzt spürbar in Richtung CNG-Gas, 

weil wir dadurch im Traktorenbereich mit dem Einsatz 

von Biogas einfach am besten CO 2 

einsparen können“. 

Bei einer jährlichen Auslastung von 1.000 Stunden 

pro Jahr und einer Laufzeit von sieben Jahren ergibt 

sich nach Berechnungen von Senghaas eine Kohlendioxid-Ersparnis 

von 535 Tonnen. Daher sieht Senghaas 

überhaupt nicht ein jähes Aus des Verbrennungsmotors 

kommen, „denn es geht absehbar gar nicht ohne ihn“. 

Tatsächlich freut sich auch Horst Seide – auf dem Beifahrersitz 

Platz nehmend – über die gute Performance 

des Methantraktors. Hat doch der Präsident des Fachverbandes 

Biogas schon so lange auf ihn gewartet. 

Denn schon im Herbst 2017 hatte er das Vorgängermodell 

von New Holland auf seinem Betrieb für einige Wochen 

im Einsatz. Dann war erstmal wieder Sendepause. 

Nun ist nach langem Warten das serienreife Modell auf 

dem Hof. Als geleastes Fahrzeug soll er dort auch in 

Zukunft bleiben. 

Eingesetzt werden soll er für Feldarbeiten wie Pflügen 

und Grubbern, aber eben auch für Gülle-Transporte und 

Zubringerarbeiten. Wenngleich der Traktor rund ein 

Drittel teurer ist als sein Diesel-Bruder, liege man bei 

den laufenden Kraftstoffkosten mit CNG schon um ein 

Drittel unter dem Niveau von Diesel. „Die Preisschere 

wird sich in Zukunft noch weiter öffnen“, verweist Seide 

auf die Befreiung von Methan im Brennstoffemissionshandelsgesetz, 

das fossile Kraftstoffe seit Beginn 

des Jahres bekanntlich mit CO 2 

-Steuern bepreist. 

Geld sparen beim Tanken 

Von daher verwundert es nicht sehr, „dass einige Berufskollegen 

aus der Umgebung neugierig anfragen, 

wie es denn mit dem New Holland so läuft“. Das Interesse 

ist da. Auch die Tankstelle ist im Wendland schon 

da, nämlich seine eigene in Dannenberg. Dort tanken 

die Mitarbeiter von Seide den Schlepper für aktuell 

1,12 Euro pro Kilogramm. Und zwar am Ende des Arbeitstages, 

auf der Fahrt nach Hause, so geht keine unnötige 

Zeit verloren. Dabei dauert das Tanken maximal 

4 Minuten, dann geht es weiter. 

Zur Orientierung: Ein Kilogramm Gas ersetzt vom 

Energiegehalt rund 1,4 Liter Diesel, dabei lag der 

Dieselpreis Ende September bei rund 1,50 Euro pro 

Liter. Dass jemand wie Horst Seide, der Biogas seit 

langem an prominenter Stelle gegenüber Politik und 

Öffentlichkeit verteidigen muss und unermüdlich für 

Biomethan wirbt, dabei fast diebisch-freudig erwähnt, 

dass der Methan betriebene T6.180 Methane auf der 

Straße zwei Stundenkilometer sogar schneller ist als 

sein Diesel-Bruder, ist ihm anzumerken. Methan auf 

der Überholspur, wer hätte das noch vor einigen Jahren 

gedacht? Doch scheint die Zeit jetzt dafür endlich reif 

zu sein. 

Autor 

Dierk Jensen 


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BIOGAS CONVENTION & TRADE FAIR! 

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22. – 26. November 2021 Digital 7. – 9. Dezember 2021 Nürnberg 

BIOGAS Convention & Trade Fair 2021 

Der Fachverband lädt zur 31. BIOGAS Convention & Trade Fair ein. Der Tagungsteil wird in diesem Jahr 

noch einmal online präsentiert (22. bis 26. November 2021), die Fachmesse findet live in Nürnberg 

(7. bis 9. Dezember 2021) statt. Das verbindende Element sind die BIOGAS Fachforen, in denen digital und 

live die ausstellenden Firmen Expertenvorträge halten, Innovationen zeigen und aus der Praxis berichten. 

Ein Thema auf beiden Veranstaltungen 

und in allen Gesprächen 

wird sicherlich die Zukunft von 

Biogas unter der neuen Regierung 

sein. Je nach Regierungskonstellation 

können sich die Möglichkeiten und 

Chancen sehr unterschiedlich entwickeln. 

Das bedeutet: Die Branche muss weiterhin 

flexibel und anpassungsfähig bleiben. 

Nicht zu kurz kommen wird der Austausch: 

Digital stellt die Eventplattform wieder 

Diskussionsräume und Chatfunktionen bereit. 

In Nürnberg können sich am Gemeinschaftsstand 

vom Fachverband Biogas, im 

BIOGAS Treff und auf dem „BIOGAS Gettogether“ 

am Abend Aussteller und Besucher 

treffen und sich die neuesten Informationen 

abholen und diskutieren. 

Unter www.biogas-convention.com finden 

Sie das Programm und den Ticketshop. 

Alle Besucher und Teilnehmer müssen sich 

vorab online registrieren und beim Einlass 

die zum Zeitpunkt der Messe notwendigen 

Nachweise im Rahmen der Coronaregeln 

vorzeigen. Sichern Sie sich jetzt Ihre Tickets 

für beide Veranstaltungen. Der Fachverband 

Biogas freut sich auf Ihre Teilnahme! 

Teilnehmerpreise 

BIOGAS Convention, 22. – 26.11.2021 

(Hauptprogramm in Deutsch) 

Tagung 

Endpreis 

(ganze Woche) 

Anmerkung 

Mitglieder* 240 EUR 

Nichtmitglieder* 350 EUR 

Behörden* 50 EUR 

Studenten* 50 EUR 

Besuch der digitalen Plattform 

mit BIOGAS Fachforum 

Digital 

0 EUR 

Ohne Hauptprogramm 

*Im Ticketpreis für die Tagung enthalten ist der Zugang zur 

Eventplattform mit allen Vorträgen im Hauptprogramm und allen 

Vorträgen im BIOGAS Fachforum Digital sowie die Nutzung aller 

Netzwerkfunktionen, z.B. Chat, Videochat, Interaktive Räume, 

Teilnehmerprofil etc. 

Der Zugang ist nach der Veranstaltung noch bis Ende Januar 

2022 möglich, so dass die Aufzeichnungen der Vorträge und 

Unterlagen angesehen bzw. heruntergeladen werden können. 

BIOGAS Trade Fair, 07. – 09.12.2021, Messe Nürnberg 

Messe** 

Messeticket Mitglied 1 Tag 

Messeticket Nichtmitglied 1 Tag 

Messeticket Student / Behörde 

0 EUR 

21 EUR 

5 EUR 

Mit kostenfreiem 

Zugang zum 

BIOGAS Fachforum 

Digital und Live 

**Im Ticketpreis für die Messe enthalten ist der Zugang zum 

BIOGAS Fach forum Live. Zusätzlich erhalten Messebesuchende 

Zugang zum BIOGAS Fachforum Digital auf der digitalen BIOGAS 

Convention vom 22. – 26.11.2021. 

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regelmäßig zusammengefasst, 

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und an den Betreiber 

versendet. Nutzer der APP erhalten 

Benachrichtigungen zu wichtigen Fristen 

und anlagenrelevanten gesetzlichen Änderungen. 

Die SM-Energy GmbH 

finden Sie in Halle 9, 

Stand A06. 

Blick in die App BIOCONTROL. 

GRAFIK: SM-ENERGY GMBH 

AGRIKOMP GMBH 

Neu: BHKW, Gasaufbereitung 

und Gärrestbehandlung 

JUGOTIT 

Blitzmerker visualisiert 

Zündaussetzer 

Bei der agriKomp dreht sich dieses Jahr 

alles um das Thema Verwertung und 

Kreislaufwirtschaft. Das BHKW-Portfolio 

wurde weiterentwickelt und überarbeitet. 

Pünktlich zur ersten Biomethanausschreibung 

haben wir unser Erfolgsmodell, die 

BGA136, für den Biomethanmarkt vorbereitet. 

Die NGA136 überzeugt im Leistungsbereich 

bis 265 kW el 

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die defekten Zündkerzen eines Satzes 

herausfiltern und so die Nutzungsdauer 

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steigern. Somit können Sie die Kosten für 

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• CarbonEx Aktivkohlefi lter zur 

Feinentschwefelung von Biogas 

• GasCon Gaskühlmodul zur 

Kühlung von Biogas 

• BioSulfidEx zur biologischen 

Entschwefelung von Biogas 

• BioBF Kostengünstiges System zur 

biologischen Vorentschwefelung 

Züblin Umwelttechnik GmbH, Maulbronner Weg 32, 71706 Markgröningen 

Tel. +49 7145 9324-209 • umwelttechnik@zueblin.de • zueblin-umwelttechnik.com 

Tank und Apparate Barth GmbH 

Werner-von-Siemens-Str. 36 

76694 Forst 

Tel. 07251 / 9151-0 

FAX 07251 / 9151-75 

info@barth-tank.de 

Tanks neu / gebrauchT 

Lösch-/Regenwasserbehälter, Pufferspeicher, 

Flüssigdüngertankanlagen, 

Diesel-, Heizöl- und Pflanzenölbehälter, 

Edelstahlbehälter 

von 1.000 – 300.000 Ltr. Inhalt 

zu verkaufen. 

- Industriedemontagen - 

VERDICHTUNGSPROZESS STARTEN 

METHANOS ® F³: effizienter Anlagenbetrieb, flexible Möglichkeiten. 

Besuchen Sie uns auf der BIOGAS 

Convention & Trade Fair 

Halle 9 / Stand E55 

am 07.– 09.12.2021 in Nürnberg 

Hochkonzentriert ist wirtschaftlicher. 

Mit den Hochleistungsbakterien METHANOS ® F³ (F³: Fit For Flexibility) von Schmack 

betreiben Sie Ihre BGA effizienter und flexibler zugleich. Die Raumbelastung im 

Fermenter lässt sich damit deutlich erhöhen. So gewinnen Sie Platz, den Sie ganzjährig 

als Gärrestlager nutzen können. Wir beraten Sie gern. www.schmack-biogas.de 

Schmack Biogas Service GmbH · 24-Stunden-Service-Hotline: Tel. +49 (0) 9431 751-277 

info@schmack-biogas.com 

Schmack ist jetzt Teil der HZI-Gruppe. 

Weitere Informationen auf www.schmack-biogas.de 

39

BIOGAS CONVENTION_SPECIAL BIOGAS JOURNAL | 6_2021 

BIOPRACT ABT GMBH 

Spurenelementprodukte V Trace ® L9 und V Trace ® W6 

V Trace L9 und W6. 

Bei der Entwicklung der neuen Spurenelementformulierungen standen – neben der Wirksamkeit 

und Wirtschaftlichkeit der Anwendung – die Umweltverträglichkeit und Sicherheit 

für den Anwender im Vordergrund. Beste Verfügbarkeit der gewählten Grundstoffe 

und höchste Prozessstabilität, unter anderem durch den Einsatz von HEEDTA-Komplexen, 

sind die Voraussetzung, um dem Anspruch, „Nur so viel wie nötig!“, gerecht zu werden. 

–– 

V Trace ® L9 für NawaRo-Anlagen und 

–– 

V Trace ® W6 für Anlagen mit Wirtschaftsdüngereinsatz 

Aufgrund der bedarfsorientierten Dosierungsempfehlungen von nur 25 bis 50 Gramm pro 

Tonne oTS stellen beide Produkte einen signifikanten Fortschritt in der Entwicklung zeitgemäßer 

Zusatzstoffe für den Biogasprozess dar. Sie sind dazu als Flüssigformulierungen 

leicht zu handhaben und weisen die aktuell geringste Gefährdungsklassifikation für den 

Anwender auf. 

Die Biopract ABT GmbH finden Sie in Halle 9, Stand C50. 

FOTO: BIOPRACT ABT GMBH 

STEVERDING RÜHRWERKSTECHNIK GMBH 

SensoStream – neuer Standard zur Anlagenüberwachung 

Die Steverding Rührwerkstechnik GmbH 

und die PTM GmbH bringen eine Neuentwicklung 

auf den Markt: Der SensoStream 

ist eine Sensorik zur Rührwerkssteuerung 

und Optimierung des Rührprozesses. Er ermöglicht, 

je nach Baukasten, die Messung 

der Geschwindigkeit, der Viskosität und 

die Erkennung von möglichen Schwimmschichten. 

Anlagenbetreiber können ihre 

Anlage mithilfe des SensoStream so steuern, 

dass eine maximale Gasausbeute möglich 

wird. 

Bei der Geschwindigkeitsmessung (über 

Sensoren, die an mehreren Stellen eingebracht 

werden, auch am befüllten Behälter) 

gibt der SensoStream ein Signal, sobald ein 

bestimmter Wert unter- oder überschritten 

wird. So werden Ablagerungen und suboptimale 

Substratgeschwindigkeiten vermieden. 

Die Schwimmschichtsensoren melden 

eine Entstehung von Schwimmschichten, 

sodass die Rührwerke entsprechend angepasst 

werden können. Der Viskositätsmesser 

garantiert die Rührfähigkeit des Substrates. 

Die gesamten Messdaten werden 

gespeichert und für den Anlagenbetreiber 

visualisiert. 

Die Steverding Rührwerkstechnik GmbH 

finden Sie in Halle 9, Stand F69. 

Bild von einer Teilkomponente (da Baukastensystem) 

des eingebauten SensoStream – hier um 

genau zu sein der Schwimmschichtmesser. 

FOTO: STEVERDING 

www.kumm-technik.de 

40



FOTOS: EISELE 

FRANZ EISELE U. SÖHNE GMBH & CO. KG 

Neues energieeffizientes Eisele-Tauchmotorrührwerk 

GTWSB 206-E mit 

IE5-Motoren 

Eisele hat mit dem GTWSB 206-E 

als eines der ersten Unternehmen ein 

druckwasserdichtes Tauchmotorrührwerk 

mit einem 15-kW-Antrieb gemäß 

Energieeffizienzklasse IE5 auf den 

Markt gebracht. Die EU-Ökodesign- 

Verordnung bezeichnet diese Kategorie 

als „Ultra Premium Efficiency“. Der 

Energiesparmotor erreicht einen Wirkungsgrad 

von über 96 % und bietet 

das höchste Einsparpotenzial, das momentan 

am Markt möglich ist. Deshalb 

können in Deutschland Investitionen 

in Bauvorhaben mit dem neuen langlebigen 

Tauchmotorrührwerk GTWSB 

206-E vom Bundesamt für Wirtschaft 

und Ausfuhrkontrolle (BAFA) mit 40 % 

bezuschusst werden. Eisele hat den 

Breitblattpropeller des Tauchmotorrührwerks 

komplett überarbeitet und 

strömungstechnisch optimiert. Die 

Laufruhe konnte nach umfangreichen 

Messungen im hauseigenen Test- und 

Versuchszentrum deutlich verbessert 

werden. Die überarbeitete Flügelgeometrie 

und ein neues Fertigungsverfahren 

zur Herstellung der Nabe sorgen zudem 

für eine Steigerung der Schubkraft bei 

einem deutlich geringeren Leistungsbedarf 

sowie für bessere Rührergebnisse 

und hohe Standzeiten. 

Das GTWSB 206-E ist für 

Substrattemperaturen bis zu 

65 Grad Celsius und bis zu 

Tauchtiefen von 40 Metern 

zugelassen und eignet sich somit 

für den Einsatz in nahezu 

jeder neuen oder bestehenden 

Biogasanlage. 

Die neuen Edelstahlpropeller werden 

in den Tauchmotorrührwerken GTWS, 

GTWSB und GTWSI-EX nun serienmäßig 

verbaut. Das neue Tauchmotorrührwerk 

GTWSB 206-E mischt in Biogasanlagen 

auch äußerst dickflüssige 

Medien im Dauereinsatz energieeffizient 

durch, um eine fließfähige Masse 

zu erzeugen. 

Die Franz Eisele u. Söhne GmbH & Co. 

KG finden Sie in Halle 9, Stand D65. 

Neues modulares Zapfwellenrührwerk 

ZP 120 

Eisele bringt mit dem Zapfwellenrührwerk ZP 120 

eine komplett neu entwickelte Ausführung mit 

modularem Aufbau und bis zu 8 Metern Rohrlänge 

auf den Markt, das neben seiner Langlebigkeit 

auch eine hohe Rührleistung bietet. Das ZP 120 

wird über die Zapfwelle des Traktors mit mindestens 

88 kW (120 PS) angetrieben und eignet sich 

für landwirtschaftliche Betriebe und Biogasanlagen 

mit großen Behältern und Lagunen. 

Die Optimierung der Propellergeometrie resultiert 

in einer verbesserten Laufruhe sowie Schubkraft 

beziehungsweise Umwälzleistung. Die Anbringung 

an die Zugmaschine erfolgt über die übliche 

3-Punkt-Aufnahme, gemäß DIN ISO 730-1, Kategorie 

3. Mit den beiden Hydraulikzylindern des 

Zapfwellenrührwerks ZP 120 ist eine Neigungsverstellung 

um bis zu 30 Grad möglich, wodurch 

sich die Flexibilität bei der Anwendung erhöht 

und der Rührvorgang optimal auf die jeweilige 

Umgebungssituation angepasst werden kann. 

Für das ZP 120 stehen je nach Leistungseinbringung 

verschiedene 2-Blatt-Propeller mit Durchmessern von 600 

bis 710 Millimetern und optionalen Schutzvorrichtungen 

zur Verfügung. 

EEG – WEITERGEDACHT. 

Jetzt mit Satelliten-BHKW flexibilisieren und Ihre Biogasanlage 

weiterhin hochprofitabel betreiben. Wir beraten Sie! 

Sprechen Sie 

uns an: 

T 02568 9347-0 

© PointImages | fotolia.de 

41 

2G Energy AG | www.2-g.de


INNIO JENBACHER GMBH & CO OG 

myPlant Energiemanagement-Lösung 

INNIO Jenbacher bietet eine intelligente Softwarelösung, 

die die betrieblichen Anforderungen eines Blockheizkraftwerks 

(BHKW) genau versteht. Denn unsere 

mit Kund*innen entwickelte „myPlant* Optimierung“ 

Energiemanagement-Technologie verbindet unsere 

langjährige Erfahrung in der Motorenoptimierung mit 

einer flexiblen, speicher- und wärmeoptimierten Direktvermarktung. 

Die „myPlant Optimierung“ erlernt selbstständig das 

Verhalten Ihrer Anlage, so zum Beispiel den Füllstand 

Ihres Gas- und/oder Wärmespeichers, und verknüpft 

diese Informationen mit dem Betriebsprofil des Jenbacher 

Gasmotors sowie den notwendigen Wartungsterminen. 

Auf Basis dieser Daten und unserer selbstlernenden 

Marktpreisvorhersagen berechnet die Software 

einen für Ihre Anlage maßgeschneiderten Jahresplan 

und einen konkreten Fahrplan für die kommenden Tage. 

Parallel dazu simuliert die Applikation Ihre potenziellen 

monatlichen und jährlichen Mehrerlöse sowie die Starts 

und Betriebsstunden im Jahresverlauf, damit Sie betriebswirtschaftlich 

noch besser planen können. 

Die INNIO Jenbacher GmbH & Co OG finden Sie in 

Halle 9, Stand C40. 

Das innovative Tool 

„myPlant Optimierung“ 

unterstützt die 

Kund*innen dabei, den 

Betrieb ihrer Anlagen, 

die Erzeugung und 

Speicherung von 

Wärme oder Gas sowie 

die Erlöse aus dem 

produzierten Strom zu 

optimieren. 

FOTO: INNIO JENBACHER GMBH & CO OG 

DBDS – DEUTSCHE BIOGAS DACH-SYSTEME GMBH 

LowE-Technologie für Doppelmembranen 

zur Steigerung der Wärmeeffizienz 

Das Thema Energie- und Wärmeeffizienz gewinnt auch 

im Bereich Biogas weiterhin an Relevanz. Um entscheidende 

Einsparungen hinsichtlich des Wärmeheizbedarfs 

zu erzielen und somit die Energieeffizienz von 

Biogasanlagen zu steigern, setzt die dbds – Deutsche 

Biogas Dach-Systeme 

GmbH auf die patentierte 

Low-Emissivity- 

Technologie (LowE). 

Hierbei handelt es sich 

um eine Beschichtung 

aus Aluminiumpartikeln, 

die ab Werk auf 

PVC-Membranen aufgetragen 

wird und auf 

der Außenseite der 

Innenmembrane oder 

Membrane mit LowE-Beschichtung. auf der Innenseite der 

Außenmembrane zum Einsatz kommt. Bei einer Potenzialuntersuchung 

wurde festgestellt, dass sich durch 

eine LowE-Beschichtung der Innenmembrane bei einem 

beispielhaften Fermenter mit einem Durchmesser 

von 25,50 Meter, ausgestattet mit einer Doppelmembrane 

in Form einer Drittelkugel, zwischen 12,6 % und 

19,1 % des Jahresheizwärmebedarfs einsparen lassen. 

Hierbei wurden die Gesamt-Wärmeverluste des Behälters 

berücksichtigt, also neben dem Membrandach 

auch die Wärmeverluste über den Behälterboden oder 

die Behälterwände. Der U-Wert lässt sich mit etwa 2,21 

W/(m²K) bei Doppelmembranen mit LowE-Beschichtung 

gegenüber einem U-Wert von zirka 2,75 W/(m²K) 

bei Doppelmembranen ohne LowE-Beschichtung ansetzen. 

Die Deutsche Biogas Dach-Systeme GmbH finden Sie 

in Halle 9, Stand C67. 

FOTO:DBDS 

42


FOTO: BÖRGER GMBH 

BÖRGER GMBH 

Separator zur Nährstofftrennung und 

zum Eindicken von Dünngülle 

Speziell für die Nährstofftrennung und 

das Eindicken von Dünngülle hat Börger 

den Bioselect BS entwickelt. Im 

Separator wird die feste von der flüssigen 

Phase getrennt. Die flüssige Phase 

macht zum Beispiel 70 Prozent (%) des 

Ursprungsmediums aus. Der TS-Gehalt 

liegt bei 0,5 bis 3 %. Die Filtratpumpe 

fördert die flüssige Phase zur weiteren 

Verwendung. Je nach gewünschtem 

Eindickgrad sind zum Beispiel 

30 % vom Ursprungssubstrat 

in der festen Phase. 

Mit einem stufenlos einstellbaren 

TS-Gehalt zwischen 8 

und 16 % bleibt sie pumpfähig 

und wird von der Dickstoffpumpe 

zur gewünschten 

Lagerstätte gefördert. Die feste 

Phase hat eine sehr hohe 

Energiekonzentration und ist 

ideal für die Einspeisung in 

eine Biogasanlage geeignet. 

Die hohe Phosphorkonzentration 

erleichtert das Nährstoffmanagement. 

Alternativ kann der Bioselect 

BS zur Regulierung der TS- 

Menge im Fermenter eingesetzt 

werden. Börger bietet 

den Bioselect BS in drei Größen an. Die 

Steuerungstechnik stimmt den Betrieb 

der Pumpen und des Bioselect BS perfekt 

aufeinander ab. Alle Komponenten 

sind platzsparend auf einer Gestelleinheit 

untergebracht. 

Die Börger GmbH finden Sie in 

Halle 9, Stand B15. 

Bioselect BS. 

Biogasanlage 

SERVICEUNION GMBH 

Formprotect ® : 

innovative Behältersanierung 

Grube 

Bei der ServiceUnion steht die Zukunft 

der Anlage im Mittelpunkt. Volle 

Kontrolle über Anlage und Blockheizkraftwerk 

hat der Betreiber mit 

der App aK Cockpit. Diese wurde mit 

dem Innovspace 2021 in Frankreich 

ausgezeichnet. Neben der Erneuerung 

des Gasspeichers, dem Austausch des 

Rührwerks oder der Erweiterung der Lagerkapazität 

haben wir mit dem neuen 

Behältersanierungssystem Formprotect 

® eine echte Innovation am Stand. 

Dieses System bietet die Möglichkeit, 

undichte oder erneuerungsbedürftige 

Behälter durch chemiebeständige 

PVC-Elemente zu sanieren und damit 

zu erhalten. 

Sagenhafte 43 % Wirkungsgrad bei 

265 kW el 

Leistung versprechen unsere 

cleveren Upgrade-Varianten auf den 

neuen SCANIA DC13 ETA. „ETA“ steht 

dabei für einen weiterentwickelten 

SCANIA DC13 Motor, der in Sachen 

Wirkungsgrad keine Kompromisse zulässt. 

Die ServiceUnion GmbH finden Sie in 


43


AEV ENERGY GMBH 

Tlow-Verfahren 

Das Ziel des Tlow-Verfahrens ist die Vergärung von 

stickstoffreichen Substraten, wie Hühnertrockenkot, 

ohne zusätzlichen Wasserbedarf. Das Tlow-Verfahren 

besteht aus zwei Stufen. In der ersten Stufe wird mit 

geringer Temperatur vergoren, um die Stickstoffhemmung 

zu verringern. In der zweiten Stufe wird der Gärrest 

so weit aufbereitet und entstickt, dass er zum Verdünnen 

des Substrates verwendet werden kann. 

Bei der Vergärung von Hühnertrockenkot wird mit dem 

Tlow-Verfahren zudem erreicht, dass lediglich fester 

Gärrest erzeugt wird. Flüssiger Gärrest fällt nicht an. 

Das Verfahren eignet sich auch hervorragend zu einer 

deutlichen Verringerung des Stickstoff- und des Phosphorgehaltes 

bei anderen Gärresten sowie bei Rindergülle 

und Schweinegülle. Dabei wird dann nur die zweite 

Stufe des Verfahrens eingesetzt. Dies ist besonders 

interessant im Hinblick auf die zunehmend strengeren 

Auflagen zur Ausbringung von Gülle und Gärrest. Beide 

Verfahrensstufen beruhen auf einer ausgereiften und robusten 

Anlagentechnik und diese kann im Wesentlichen 

durch den Betreiber gewartet und repariert werden. 

Die AEV Energy GmbH finden Sie in 


Schematische Darstellung 

der Tlow-Verfahrens. 

GRAFIK: AEV ENERGY GMBH 

44



STREISAL GMBH 

TSRL-Hybrid-Tauchrührwerk 

FOTOS: STREISAL GMBH 

Pünktlich zur BIOGAS Trade Fair 2021 

stellt streisal ein neues Mitglied in seinem 

umfangreichen Baukasten von Tauchrührwerken 

vor: Das TSRL-Tauchrührwerk als 

goldene Mitte zwischen langsam laufenden 

Großflügeltauchrührwerken vom Typ 

ATP/BTP und den mittelschnell laufenden 

Rührwerken der TSR Baureihe. Die beiden 

strömungstechnisch optimierten Propellerprofile 

mit Durchmessern von 1.120 

und 1.220 Millimetern sorgen für hohe 

Wirkungsgrade und eine ausgezeichnete 

Mischleistung bei minimalen Strömungsverlusten. 

Das zweistufige Planetengetriebe reduziert 

die Propellerdrehzahl auf 116 Umdrehungen 

pro Minute. Wie alle anderen Tauchmotorrührwerke 

von streisal sind die neuen 

TSRL für den Einsatz in Explosionsschutzzonen 

der Kategorie 1 zugelassen und 

können auf Wunsch mit dem international 

anerkannten IECEx-Zertifikat ausgeliefert 

werden. 

Mit dem TSRL-Tauchmotorrührwerk in den 

Leistungsklassen 7,5 und 11 kW vervollständigt 

die streisal GmbH das umfangreiche 

Lieferprogramm und ist damit in der 

Lage, für jede Beckengeometrie und Aufgabenstellung 

eine optimale Rührtechnik 

anzubieten. 

Dieses Hybrid-Rührwerk eignet sich 

perfekt für die Durchmischung und Strömungserzeugung 

in Biogasbehältern mit 

höheren TS-Gehalten und Substrattemperaturen 

bis zu 60 Grad Celsius. 

Gasdichte Kompakt-Verstelleinrichtung 

für Tauchrührwerke 

Und noch eine zweite Neuheit wird auf der 

BIOGAS Trade Fair 2021 mit einem Exponat 

vorgestellt. Es handelt sich dabei um 

eine kompakte, gasdichte Verstelleinrichtung 

für unsere Tauchrührwerke (1,5 bis 

18,5 kW). Vom Prinzip her ist es eine „side 

entry“-Anwendung, bei der das Rührwerk 

jedoch nicht starr ist, sondern leicht über 

Gasdichte Verstelleinrichtung für Tauchrührwerke 

von 1,5 bis 18,5 kW. 

ein Stellgetriebe in Position und Schubrichtung 

angepasst werden kann. Die Kompaktverstellung 

ist zum Patent angemeldet 

und ermöglicht vertikal und horizontal veränderte 

Positionen. 

Die streisal GmbH finden Sie in 

Halle 9, Stand D22. 

ORIGINAL UND OEM-ERSATZTEILE 

> 120.000 BHKW-TEILE ONLINE 

Finden 

7 - 9 DEZEMBER 2021 

Halle 9 - Stand C23 

45

POLITIK 


Erdgaspreise explodieren – 

unter anderem wegen Asien 

Die Spotmarktpreise haben sich in einem 

halben Jahr verfünffacht. Die Gasspeicher 

in Deutschland sind nur mäßig befüllt. Und 

China hat einen immensen Hunger nach 

Flüssiggas. 

Von Bernward Janzing 

Die Erdgasmärkte sind aus den Fugen geraten. 

Am Spotmarkt der Energiebörse EEX 

wurden Anfang Oktober zeitweise mehr als 

110 Euro pro Megawattstunde bezahlt – 

das ist fast eine Verdreifachung seit Mitte 

August und eine Verfünffachung seit dem Frühjahr. Die 

ersten Konsequenzen folgten unmittelbar. In der Industrie, 

deren Bezugskonditionen sich in der Regel kurzfristiger 

ändern als die Haushaltstarife, wurden erste 

Produktionskürzungen bekannt. Im September schon 

verkündete zum Beispiel die norwegische Düngemittelfirma 

Yara, sie werde die Herstellung von Ammonium 

umgehend um 40 Prozent drosseln. 

Wenig später musste ein erster Gasversorger kapitulieren. 

Die Deutsche Energiepool GmbH aus dem 

niedersächsischen Salzbergen verkündete, sie stelle 

die bundesweite Belieferung von Kunden mit Erdgas 

vollständig ein und begründete dies mit der „rasanten 

und nie dagewesenen Entwicklung“ der Gaspreise im 

Großhandel. Das Unternehmen sah sich nicht mehr in 

der Lage, die hohen Einkaufspreise an die Endkunden 

weiterzugeben. 

Die Gründe für die Preisentwicklung im Erdgas-Großhandel 

sind vielfältig. Ein wesentlicher Grund ist die 

große Nachfrage nach Erdgas in Asien. Diese führe 

dazu, dass viele Tanker, die verflüssigtes Erdgas (LNG 

genannt) transportieren, „nicht Europa ansteuern, 

sondern den asiatischen Markt bedienen“, erklärt der 

Branchenverband Zukunft Gas e.V. In Asien liege die 

Wirtschaftsaktivität bereits über dem Niveau vor der 

Krise. „Insbesondere der LNG-Import Chinas ist im ersten 

Halbjahr stark angewachsen“, erklärt Timm Kehler, 

Vorstand von Zukunft Gas. 

China verbraucht deutlich mehr Gas 

als im Vorjahr 

Friedbert Pflüger von der Beratungsfirma Bingmann 

Pflüger International nennt die Zahlen: China habe in 

diesem Jahr bisher 15,5 Prozent mehr Gas verbraucht 

als im Vorjahr. Auch die großen europäischen Länder 

(Deutschland, Frankreich, Niederlande, Italien, Spanien, 

UK) lägen im ersten halben Jahr 12 Prozent im 

Plus. Zudem sei die europäische Gasförderung deutlich 

rückläufig: In den Niederlanden habe der Rückgang im 

vergangenen Jahr 17 Prozent betragen, in Großbritannien 

22 Prozent. Deutschland deckt nur noch 5 Prozent 

seines Bedarfs aus eigener Förderung. 

Hinzu kommen aber offenbar auch Spekulationen der 

Marktakteure. Angesichts der bereits seit Monaten relativ 

hohen Großhandelspreise hatten viele deutsche 

Gasversorger im Sommer nur zögerlich Gas beschafft – 

wohl in der Hoffnung auf eine Entspannung des Marktes, 

die aber ausblieb. Vielmehr verschärfte sich die 

Lage. Die Folgen konnte man am Füllstand der deutschen 

Erdgasspeicher ablesen. Der nämlich war Ende 

September mit nur 66 Prozent sehr gering für diese Jahreszeit; 

in den beiden Vorjahren waren die Speicher zum 

FOTO: ADOBE STOCK_ WEERAPONG 

46


POLITIK 

Beginn der Heizperiode bereits 

zu mehr als 90 Prozent gefüllt. 

Die Initiative Erdgasspeicher 

e.V. (Ines), ein Zusammenschluss 

von Betreibern deutscher 

Gasspeicher, der mehr 

als 90 Prozent der Kapazitäten 

repräsentiert, wies darauf hin, 

dass „die Verantwortung zur 

bedarfsgerechten Gas-Beschaffung 

bei den versorgenden Marktakteuren“ liege. Die 

Gasnetzbetreiber stellen den Gashändlern lediglich die 

Infrastruktur bereit und dürfen – von Regelenergiemengen, 

die nötig sind, um einen sicheren Gasnetzbetrieb 

zu gewährleisten – selbst keinen Gashandel betreiben. 

Allerdings versucht der Verband Ines zu beruhigen. In 

einer Mitteilung vom 20. September heißt es: „Eine Gefahr 

für die Versorgungssicherheit besteht für die erste 

Winterhälfte derzeit nicht.“ 

Ebenso sieht das Bundeswirtschaftsministerium trotz 

der niedrigen Füllstände der Gasspeicher Deutschland 

gut gerüstet. Schließlich habe es bereits 2015/2016 

Füllstände auf ähnlichem Niveau gegeben, und auch 

damals kam es im Winter zu keinen Versorgungsengpässen. 

„Auch aus heutiger Sicht sehen wir die nicht“, ließ 

eine Ministeriumssprecherin Anfang Oktober wissen. 

Auch das Ministerium verweist darauf, dass über die 

„Eine Gefahr für die 

Versorgungssicherheit 

besteht für die erste 

Winterhälfte derzeit 

nicht“ 

Die Initiative Erdgasspeicher e.V. (Ines) 

Frage, „ob und wie Erdgas in 

Speicher gefüllt oder ausgespeichert 

wird, im liberalisierten 

Gasmarkt allein die Händler am 

Markt“ entscheiden. Anders als 

im Ölmarkt, wo der Erdölbevorratungsverband 

über eine strategische 

Reserve an Erdöl und 

Ölprodukten für 90 Tage wacht, 

gebe es im Gasmarkt „keine 

gesetzlich vorgesehenen Bevorratungspflichten“. Die 

Nutzung der deutschen Gasspeicher unterliegt alleine 

privatwirtschaftlichen Entscheidungen, was zum Beispiel 

auch zur Folge hatte, dass deren Volumen von 

2014 bis 2021 von 24,6 auf 23,9 Milliarden Kubikmeter 

reduziert wurde. Allerdings verfügt Deutschland 

noch immer über fast ein Viertel der europäischen Kapazitäten 

und ist damit die größte Speichernation in 

der EU und die viertgrößte weltweit. 

Preisniveau entscheidend für Füllstände 

der Gasspeicher 

Während der Verband Ines im September noch erklärte, 

aus technischer Sicht könnten die Speicher bis 

Anfang November noch einen Füllstand von mehr als 

90 Prozent erreichen, ist fraglich, ob das geschehen 

wird. Denn bei den steigenden Gaspreisen am 

47

POLITIK 


Spotmarkt fällt es den Händlern immer 

schwerer, große Mengen an Gas einzulagern. 

Somit stieg auch in der ersten Oktoberwoche 

der Füllstand nur bescheiden auf 

70 Prozent. 

Doch nicht alleine der Boom in Asien treibt 

die Preise. Auch Ausfälle und Wartungsarbeiten 

an der europäischen Gas-Infrastruktur 

machten sich jüngst bemerkbar. Ferner 

trieb auch der gestiegene CO 2 

-Preis im 

europäischen Emissionshandel die Erdgasnotierungen: 

Weil bei hohen CO 2 

-Preisen 

Erdgas gegenüber der Kohle attraktiver 

wurde, stieg die Nachfrage nach Erdgas – 

und damit dessen Preis. 

Bald zeigte sich dann aber auch schon die 

Gegenreaktion: Mit dem gestiegenen Erdgaspreis 

kam auch die Kohle wieder mehr 

ins Spiel, wie eine Übersicht des Fraunhofer 

ISE in Freiburg zeigt. Diese vergleicht 

jeweils die dritten Quartale der vergangenen 

Jahre: Nachdem bis 2018 stets weitaus 

mehr Strom aus Kohle denn aus Erdgas 

erzeugt wurde, drehte sich das Verhältnis 

2019 mit steigenden CO 2 

-Preisen erstmals 

um. Im Corona-Jahr 2020 lag das Erdgas 

noch deutlicher vorne, ehe nun im Jahr 

2021 die Kohle wieder die Oberhand gewann. 

Wobei in Reaktion darauf dann wiederum 

der Kohlepreis nachzog und so die 

Komplexität des gesamten Preisgefüges 

veranschaulichte. 

Bei der Versorgung mit Erdgas spielt inzwischen 

natürlich auch Russland und dessen 

Gasversorger Gazprom eine entscheidende 

Rolle. Gazprom Germania ließ eine Anfrage 

zu den Hintergründen der gestiegenen Preise 

jedoch unbeantwortet. Aus Zahlen, die 

Gazprom selbst veröffentlichte geht aber 

hervor, dass die Lieferungen über Weißrussland 

und Polen seit Ende September 

um zeitweise 70 Prozent zurückgingen. 

Erdgaslieferung: Russlands 

„Erpressungspotenzial“ 

Schon zuvor hatte Oliver Krischer, Energieexperte 

der Grünen im Bundestag, deutliche 

Worte gefunden. Er ließ sich in Medien 

mit der Aussage zitieren, die aktuelle Situation 

mit leeren Gazprom-Speichern in 

Deutschland und Europa (der Gasgigant 

besitzt über eine Tochterfirma auch hierzulande 

Gasspeicher) sei „bewusst herbeigeführt 

worden“. Damit rutsche Deutschland 

„in eine Situation mit Erpressungspotenzial“. 

Hintergrund könne das Genehmigungsverfahren 

für die Ostsee-Pipeline Nord 

Stream 2 sein. 

Andererseits sagt Gaslobbyist Kehler: 

„Nach unserem Kenntnisstand erfüllt Gazprom 

alle vertraglichen Verpflichtungen gegenüber 

seinen Kunden.“ Branchenkenner 

Pflüger, der auch für Infrastrukturprojekte 

wie Nord Stream 2 Beratungsleistungen erbringt, 

sagt, Gazprom habe seine Gasförderung 

2021 im Vergleich zum Vorjahr sogar 

um fast 20 Prozent erhöht: „Die Exporte 

erreichen momentan einen historischen 

Höchstwert: Ein Plus von 19,4 Prozent 

in diesem Jahr, allein die Exporte nach 

Deutschland stiegen um 39,3 Prozent.“ 

Und so bleiben am Ende auch Spekulationen 

über manche Hintergründe. Sicher 

ist nur, dass der Erdgasmarkt ganz gehörig 

in Turbulenzen geraten ist – mit vielfältigen 

Folgen. Grundsätzlich attraktiv ist die 

Entwicklung natürlich für Biomethan, allerdings 

wirken die Erdgaspreise eher langfristig 

auf die Konditionen im Biomethanmarkt, 

wie die Deutsche Energieagentur 

dena weiß. Kurzfristig hätten die Gaspreise 

wenig Bedeutung. Ein bedeutenderer 

Faktor als die aktuell stark gestiegenen 

Gaspreise sei für die Biomethanbranche 

ohnehin der CO 2 

-Preis, der sich aus dem 

Brennstoffemissionshandelsgesetz ergibt. 

Betroffen von den steigenden Erdgaspreisen 

werden in Kürze auch die Haushalte 

sein – auch jene, die gar kein Erdgas nutzen. 

Denn der Gaspreis ist ein wichtiger Faktor 

im Gefüge der Strompreisbildung im europäischen 

Großhandel. Entsprechend ist 

dort auch der Strom zuletzt drastisch teurer 

geworden. Grundlaststrom zur Lieferung 

im Jahr 2022 wurde in der ersten Oktoberwoche 

zeitweise zum Preis von mehr als 

160 Euro je Megawattstunde gehandelt – 

mehr als eine Verdopplung seit Juli. Diese 

Preisexplosion wird sich ab Januar auf der 

Stromrechnung bemerkbar machen – und 

dann vor allem jene Haushalte treffen, die 

elektrisch heizen, zum Beispiel mit Wärmepumpe. 

Autor 

Bernward Janzing 


Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg 

07 61/202 23 53 

bernward.janzing@t-online.de 

FOTO: ADOBE STOCK_ VLADSV 

In Asien hat sich der 

Erdgasverbrauch erheblich 

erhöht. Daher 

fahren zum Beispiel 

Flüssiggastanker 

verstärkt asiatische 

Häfen an. 

48


POLITIK 

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POLITIK 


Ampel-Koalition in spe: 

Grüne Welle für Biogas? 

Die Berliner Republik erfährt nach 16 Jahren unionsgeführter Regierung 

eine Zeitenwende. Klimaschutz und Energiewende stehen ganz oben auf 

der Agenda der zwischenzeitlich hoch wahrscheinlichen Ampel-Koalition 

von SPD, Grünen und FDP. Doch wie passt Biogas ins Bild? Erste Beobachtungen 

aus dem Hauptstadtbüro des Fachverbandes Biogas e.V. 

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt 

Spätestens mit Bekanntgabe der 

Hochrechnung für die Bundestagswahl 

am 26. September um 

18.00 Uhr war klar: Spannende 

Zeiten kommen auch auf uns, 

die politische Speerspitze im Fachverband 

Biogas in Berlin, zu. Mit einem weinenden 

und einem lachenden Auge beobachten wir 

den sich abzeichnenden Machtwechsel. 

Weinend, weil unbestritten gerade in der 

Union von CDU und CSU einige Fachpolitiker 

sind, die sich stets mit vollem Herzblut 

und Engagement für Biogas eingesetzt 

haben und deren Unterstützung wir auch 

dringend gebraucht haben. 

Und doch auch lachend, da die vergangenen 

Jahre auch allzu oft geprägt waren 

von zähen, häufig ins Leere laufenden 

Verhandlungen, die den Klimaschutz 

und die Energiewende noch immer nicht 

so vorangebracht haben, wie wir uns das 

wünschen. Die Ampel-Koalition, so sie 

denn die Koalitionsverhandlungen positiv 

abschließt, tritt nach eigenem Bekunden 

an, um als „Fortschrittskoalition“ den 

Themen Klimaschutz und Energiewende 

oberste Priorität einzuräumen. Nun, das 

klingt zumindest ja schon mal vielversprechend. 

Und natürlich gibt es auch in 

anderen Parteien viele wichtige und engagierte 

Unterstützer für Biogas, zu denen 

wir ebenfalls langjährige gute Arbeitsbeziehungen 

pflegen. 

Doch wie genau soll sie denn nun aussehen, 

die schöne neue treibhausgasneutrale 

Volkswirtschaft? Und wie lässt sich 

unser Biogas darin verorten? Erste Rückschlüsse 

lassen sich aus dem Ergebnispapier 

der Sondierungen ziehen. Zugegeben: 

Das Wort „Biogas“ findet sich dort explizit 

nicht. Implizit finden sich aber doch jede 

Menge Anknüpfungspunkte, die für uns 

wichtige Einfallstore darstellen, um für 

unsere Technologie, für unsere Anlagen 

und für all die vielen positiven Effekte, die 

diese mit sich bringen, zu werben. 

So freuen wir uns natürlich über das Bekenntnis 

der Sondierer, den Ausbau der Erneuerbaren 

Energien massiv vorantreiben 

zu wollen. Buchstäblich „alle Hemmnisse 

und Hürden“, die dem entgegenstehen, 

sollen beseitigt werden. Nun, damit können 

wir dienen. Die Liste der Hürden für 

Biogas – von AwSV über EEG bis hin zur 

TA Luft – ist so lang, dass wir allein damit 

die neue Regierung vollständig beschäftigen 

könnten. Insbesondere dann, wenn die 

Verhandler auch ihr zweites Versprechen 

wahrmachen, nämlich die Planungs- und 

Genehmigungsprozesse zu vereinfachen 

und zu beschleunigen. Auch hier nehmen 

wir die Autoren natürlich gerne beim Wort 

und werden uns mit konstruktiven Hinweisen 

und Vorschlägen einbringen. 

Vielversprechend klingt auch das Vorhaben, 

das „Strommarktdesign“ nochmals 

anpacken zu wollen. Die Versorgungsicherheit 

ist spätestens seit der sich parallel zu 

den Verhandlungen immer mehr verschärfenden 

Energiepreiskrise wieder in aller 

Munde – und wir werden dafür sorgen, dass 

die Vorteile, die Biogas in diesem Zusammenhang 

mit sich bringt, auch wieder mehr 

Gehör finden. Flexibles Biogas, erneuerbares 

grünes Gas im Gasnetz – wir bringen 

Verlässlichkeit in alle Sektoren. 

Noch ein bisschen unkonkret sind die Vorstellungen 

der Verhandler beim Wärmeund 

Verkehrsbereich. Doch deutlich wird, 

dass natürlich auch hier in der kommenden 

Legislatur erheblicher Handlungsbedarf 

gesehen wird. Und dass der CO 2 

-Preis dabei 

eine zentrale Rolle spielen wird, dürfte 

kaum überraschen. 

Es macht sich also eine zarte Aufbruchstimmung 

breit in Berlin. Und wir werden 

diesen Schwung nutzen! 

Autoren 

Sandra Rostek 

Leiterin des Berliner Büros 

im Fachverband Biogas e.V. 

Dr. Guido Ehrhardt 

Leiter des Referats Politik 

im Fachverband Biogas e.V. 

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POLITIK 

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PRAXIS / TITEL BIOGAS JOURNAL | 6_2021 

Papier und 

Blumentöpfe 

aus Gärresten 

52


PRAXIS / TITEL 

Aus Gärrückständen mehr Wert schaffen. Wie das gelingen kann, wird auf einer Biogasanlage 

in der Nähe von Bremen erprobt. Dabei geht es nicht um die Düngewirkung, sondern die 

Fasern stehen im Fokus. Aus ihnen werden Papier und Fasergussteile hergestellt, die den 

Einsatz von Kunststoffen in der Landwirtschaft und im Gartenbau zurückdrängen können. 

Von Thomas Gaul 

FOTOS: JÖRG BÖTHLING 

Was bei der Vergärung im Fermenter 

übrig bleibt, wird zu Unrecht als „Gärrest“ 

bezeichnet. Denn die ausgezeichnete 

Düngewirkung ist seit langem 

anerkannt. Doch das Gärprodukt 

lässt sich auch für die stoffliche Verwendung nutzen. 

„Wir haben bereits vor zehn Jahren mit ersten Versuchen 

begonnen“, erinnert sich Christoph Heitmann, 

Geschäftsführer der Benas Gruppe im niedersächsischen 

Ottersberg in der Nähe von Bremen. „Das Ziel 

war, einen holzähnlichen Werkstoff zu finden, der wie 

MDF in der Industrie verwendet werden kann und sich 

für die Produktion von Laminat nutzen lässt.“ 

Doch Ausgangspunkt der Überlegungen war eigentlich 

die Behandlung des Gärproduktes, das mit hohen Nährstofffrachten 

versehen war. Die Benas-Biogasanlage 

war 2005 in Betrieb gegangen, zunächst als Kofermentationsanlage. 

2009 wurde die Anlage auf den Betrieb 

mit nachwachsenden Rohstoffen umgestellt. „Wir haben 

dann viel Hühnertrockenkot eingesetzt, so um die 

50 bis 80 Tonnen am Tag“, sagt Christoph Heitmann. 

Auch hier stellte sich die Herausforderung, mit der hohen 

Nährstoffkonzentration umzugehen. 

Die von der Firma GNS entwickelte und bereits 2007 

gebaute Ammoniak-Strippung diente nach der Umstellung 

auf NawaRo dem Zweck, den Stickstoff kontinuierlich 

auszuschleusen, um das Niveau auf einem 

gesunden Level zu halten. „2011 wurden dann erste 

Schritte in Richtung stoffliche Nutzung unternommen“, 

berichtet Heitmann. „Die GNS war dabei stets der wissenschaftliche 

Partner und wir der Praxispartner.“ 

Für die angedachte Nutzung als Holzwerkstoff musste 

das geruchsintensive Ammoniak ohnehin aus dem 

Gärprodukt entfernt werden. In den Jahren 2017 und 

2018 wurde die Anlage umgebaut und erweitert. Für 

die Weiterverarbeitung müssen die Fasern eine bestimmte 

Länge haben. „Dafür sind spezielle Zerkleinerungsaggregate 

erforderlich“, hat der Benas-Geschäftsführer 

festgestellt. 

Die Fasern der 

Gärreste sind nach 

dem Entzug von 

Ammoniak geruchsneutral 

und werden 

zu kompostierbaren 

Magaverde-Produkten 

weiterverarbeitet. 

Mehrwert aus der Biogasanlage: Magaverde – 

magisch grün, kompostierbare Verpackungen 

und Pflanztöpfe aus Fasern von Gärrückständen. 

Dafür gibt es den Biogas Innovationspreis 2021. 

Aufbereitung der Fasern 

Die Herausforderung ist, die Fasern, die am Ende des 

Gärprozesses übrig bleiben, so aufzubereiten, dass sie 

sich für eine Vielzahl von Einsatzmöglichkeiten eignen. 

Mit dem sogenannten „Faserplusverfahren“ wird den 

Gärprodukten zunächst der Stickstoff entzogen und 

werden die Fasern für die weitere Verwendung aufbereitet. 

„Es kommt nicht darauf an, die Fasern besonders 

kurz zu schneiden“, erläutert Christoph Heit 

53



Beginn des Prozesses: Substrat 

von den eigenen Feldern für die 

Vergärung in der Biogasanlage in 

Ottersberg. 

+ Der geruchsneutrale Gärrest 

wird nach dem Faserplusverfahren 

mehreren Separatoren 

zugeführt, die einen Teil der 

Feststoffe abtrennen. 

Ältere BHKW für den Standby- 

Betrieb. 

 

 

 

 

„Mittlerweile liegen wir bei 

75 Prozent Gärprodukt und 

25 Prozent Zellulose“ 

Christoph Heitmann 

mann: „Sie müssen vielmehr 

schmal geschnitten werden, 

damit sie sich besser miteinander 

verzahnen.“ 

Nach 150 Tagen Verweildauer 

landen die Fasern aus dem 

Gärprozess mit einem TS- 

Gehalt von 20 Prozent in der 

Faserplusanlage. Das Gärprodukt wird separiert und 

abgepresst. In einem modifizierten Stripping-Verfahren 

(Faserplusverfahren) wird der Ammonium-Stickstoff 

mithilfe von BHKW-Abwärme aus den Gärrückständen 

entfernt. Zunächst werden die Gärrückstände in 

einem großen Behälter bei Unterdruck gekocht. Rund 

70 Prozent der anfallenden BHKW-Abwärme werden so 

genutzt. 

In einem zweiten Schritt wird das Ammoniak abgezogen. 

Der zugesetzte Schwefel stammt aus der Rauchgasentschwefelung 

eines 

Kraftwerkes. Als Nebenprodukt 

im Prozess fällt Ammonium-Sulfat-Lösung 

(ASL) 

an, die später als Flüssigdünger 

genutzt wird. Unter dem 

Markennamen „Magaverde“ 

werden aus den Fasern ökologische 

Produkte hergestellt, die vollständig kompostierbar 

sind. Der Name „Magaverde“ setzt sich zusammen 

aus den Bezeichnungen „magisch“ und „grün“. 

Einsatzzwecke der Produkte sind Verpackungsalternativen 

und vergängliche Produkte, die im Gartenbau 

oder in der Landwirtschaft verwendet werden können. 

Der Anteil der Fasern aus dem Gärprozess konnte ständig 

gesteigert werden. „Mittlerweile liegen wir bei 75 

Prozent Gärprodukt und 25 Prozent Zellulose“, sagt 

Heitmann. Bei manchen Produkten ist auch eine 

54



Die abgetrennten 

Feststoffanteile fallen nach 

der Separation nach unten 

in die Lagerbox. 

Aus dem Lager für die 

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Aus dem flüssigen Gemisch 

von Magaverde-Faser, Zellulose 

und Wasser werden 

in einem Tauchbecken mit 

zwei Kuka-Robotern die 

verschiedenen Formpressteile 

gepresst und 

anschließend in der Halle 

luftgetrocknet. 

Herstellung aus 100 Prozent Magaverdefasern möglich. 

Die gewonnenen Fasern sollen auf zwei Linien verarbeitet 

werden. Zum einen als Faserguss: In der Produktionshalle 

auf dem Firmengelände wurde eine Fasergussanlage 

errichtet. Hier können Produkte für den 

Gartenbau wie Anzuchttöpfe, Pflanztöpfe, Mulchmatten 

oder auch Transporttrays hergestellt werden. Auch 

Nierenschalen für den medizinischen Bereich wurden 

bereits versuchsweise hergestellt. Die Formen hat sich 

Heitmann zunächst noch aus China bestellt, doch erste 

Versuche, die Formen auf eigenen 3D-Druckern herzustellen, 

verliefen erfolgreich. 

So wird eine schnelle Anpassung an die Anforderungen 

künftiger Auftraggeber möglich. Die Herstellung 

der Fasergussteile erfolgt weitgehend automatisch: Ein 

Roboter, der mit der Hohlform bestückt ist, taucht seinen 

Arm in das mit den Fasern gefüllte Becken. Nach 

einem kurzen Moment taucht der Arm aus dem Becken 

auf. Dann kommt ein zweiter Roboter ins Spiel, der mit 

seinem Arm die Formteile aus der Form zieht. Die Teile 

werden dann zum Trocknen in Gestelle gehängt. Das 

Trocknen erfolgt in der Halle, in der bislang die Gärprodukte 

getrocknet werden. Die Gestelle werden an 

einer Kurvenbahn hängend durch den Raum gefahren. 

Die Trocknungshalle wurde dazu eigens noch einmal 

isoliert und verkleidet. Die Trocknungszeit für die Formteile 

soll etwa zwei Stunden betragen. 

Papier auf der Rolle 

Die zweite Linie befindet sich in einer weiteren Produktionshalle. 

Hier steht eine riesige, 30 Meter lange 

56



Biogasfördertechnik 

60m³ Feststoffeintrag 

Die Roboter-Arme lassen 

sich mit unterschiedlichen 

Formen für die Herstellung der 

Formpressteile bestücken. 

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In der Stripp-Anlage wird den 

Gärresten das Ammoniak 

entzogen, hier im Schauglas ist 

Ammoniak in Wasser aufgelöst. 

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12m³ bis 16m³ an. 

Er verfügt über eine Austragsschnecke, zwei Auflockerungsschnecken 

und überzeugt damit durch 

die gering benötigte Gesamtantriebskraft von nur 

11,5 KW. 

Papiermaschine, die Christoph Heitmann 

in der Nähe von Berlin erwerben konnte. 

Mit Düsen werden die Fasern auf ein Siebband 

gespritzt. Nachdem es über mehrere 

Walzen gelaufen ist, wird das Faserpapier 

mit einer Rollenbreite von 2,30 Meter am 

Ende auf einer großen Rolle aufgewickelt. 

Mit Baumärkten haben sich hier bereits 

Abnehmer gefunden. 

Auf der Papiermaschine können Mulchvliese, 

Mulchmatten und Kartonmaterial 

produziert werden. Die jährliche Produktionsmenge 

von 8.000 Tonnen Biofasern 

reicht aus, um daraus 615 Millionen (Mio.) 

Fasergussteile oder 44 Mio. Quadratmeter 

Biopapier/Mulchvlies zu erzeugen. Erste 

Kleinmengen werden bereits produziert. 

Versuche im Gartenbau mit den Töpfen 

stimmen optimistisch, denn durch die 

Düngewirkung aus dem Topf zeigen die 

Pflanzen gute Wachstumserfolge. „Durch 

die Feuchtigkeit zersetzt sich das Material 

langsam, sodass die Düngewirkung 

der Gärreste zum Tragen kommt“, erklärt 

Christoph Heitmann den Effekt. 

Der „Input“ für die Anlage wächst auf rund 

1.000 Hektar um Ottersberg – auf eigenen 

und gepachteten Flächen. Von einem zweiten 

Betrieb im nördlichen Sachsen-Anhalt 

wird ein großer Teil des Substrates angeliefert. 

Für den Transport sorgen zehn eigene 

Lkw-Sattelzüge. Die Kombiliner neh 

57 

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Der Leiter der 

Papierproduktion, 

Philipp Senn, prüft 

die Papierqualität 

im Labor. 

In der Papierhalle steht eine große Papiermaschine 

zur Herstellung von Papier, Kartonagen 

und Mulchvlies aus den Magaverde-Fasern. 

 

Zwei Innio Jenbacher 

Typ 620 erzeugen die 

Energie aus Biogas 

u.a. für die Papierherstellung. 

 

men auf der Rückfahrt die Gärrückstände 

wieder mit. In der NawaRo-Biogasanlage 

der Benas werden Silomais, Getreide-GPS, 

Gras und Getreidekorn als Substrat eingesetzt. 

Insgesamt werden 120.000 Tonnen 

Biomasse im Jahr aus landwirtschaftlicher 

Produktion und von Naturschutzflächen 

verarbeitet. Momentan ist eine Anlagenleistung 

von 11,35 Megawatt installiert. 

Angeschlossen ist auch eine Biogas-Aufbereitungsanlage, 

die stündlich 750 m 3 Biomethan 

in das Erdgasnetz einspeist. 

Die eigene Energie nutzen 

Für Flexibilität sorgt ein Gasspeicher mit 

einem Volumen von 36.000 m 3 . „Das ist 

auch notwendig, da wir in unserer Region 

zunehmend mit Anlagen-Abschaltungen zu 

tun haben“, betont Christoph Heitmann. 

Die Aufteilung der Strom- und Gas 

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Philipp Senn überwacht das 

Papierschöpfen aus Maisfasern 

von Gärresten in der Papierhalle. 

Christoph Heitmann, Geschäftsführer 

der Benas Gruppe, sagt: 

„Die jährliche Produktionsmenge 

von 8.000 Tonnen Biofasern reicht 

aus, um daraus 615 Millionen 

Fasergussteile oder 44 Millionen 

Quadratmeter Biopapier/Mulchvlies 

zu produzieren.“ 

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„Mit unserer patentierten 

Entwicklung 

haben wir zudem ein 

Monopol“ 

Christioph Heitmann 

Faserplusverfahren: Drei große 

Silos mit Gärresten und Wasser 

sind Teil der Ammoniak-Stripp- 

Anlage. 

Viel Betrieb auf der Großbaustelle. 

Doch die Benas Biopower GmbH 

hat die Zukunft fest im Blick. 

Verwaltungsgebäude mit Gaskuppel 

und BHKW-Gebäude mit Firmen- 

Logo. 

produktion beträgt derzeit 60:40. Mit der 

neuen Papierverarbeitung soll ein Teil der 

Energie selbst genutzt werden. 

Da ist zum einen der Biogasbrenner für die 

Trocknung der Produkte. 70 Prozent der 

Biogaswärme können für den Faserplus- 

Prozess genutzt werden. Die größten Stromverbraucher 

sind aber die Produktionsanlagen 

selbst. Für die Formteile kalkuliert der 

Geschäftsführer einen Stromverbrauch von 

150 Kilowattstunden (kWh), für die Papiermaschine 

450 kWh. Angestrebt wird, die 

Produktionsanlagen im Dreischichtbetrieb 

laufen zu lassen. 

„Damit entfällt der Prozess des Vorheizens, 

der besonders energieintensiv ist“, unterstreicht 

Heitmann. Mit der Nutzung der 

selbst erzeugten Energie läuft die Produktion 

praktisch CO 2 

-neutral. Fünf Mitarbeiter 

je Schicht und Maschine werden dann 

hinzukommen. Derzeit sind insgesamt 50 

Mitarbeiter bei der Benas Biopower GmbH 

angestellt, darunter auch eigene Schweißer 

und Elektriker. 

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Verschiedene Produkte aus Fasern der Gärreste: Pflanztöpfe, Formteile, Papier, Kartonagen. 

Alle Produkte sind biologisch abbaubar. 

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Wenn die Nachfrage sich gut entwickelt, 

wäre es eine Option, andere Biogasanlagen 

in Lizenz produzieren zu lassen. Das 

könnte ein mögliches Geschäftsfeld für 

Biogasanlagen nach der Laufzeit der EEG- 

Vergütung sein. Die Marktentwicklung 

schätzt Christoph Heitmann optimistisch 

ein: „Das Interesse an nachhaltigen Produkten 

ist vorhanden und wird noch größer. 

Mit unserer patentierten Entwicklung 

haben wir zudem ein Monopol.“ Die biologisch 

abbaubaren Produkte können Kunststoffe 

in der Landwirtschaft und im Gartenbau 

ersetzen. Darüber hinaus werden 

Nährstoffkreisläufe geschlossen. Das innovative 

Verfahren wurde auf dem Biogas- 

Innovationskongress 2021 als Preisträger 

in der Kategorie Wirtschaft ausgezeichnet 

und hat beim Innovationspreis Göttingen 

den 2. Platz belegt. 

Autor 

Thomas Gaul 


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Dr.-Ing. Erik Reichelt 

(links) und M.Sc. Ralf 

Näke vom Fraunhofer- 

Institut für Keramische 

Technologien und Systeme 

IKTS in Dresden 

freuen sich über die 

ersten aus Rohbiogas 

hergestellten Kohlenwasserstoffe. 

Biogas kann mehr als Energie. Immer neue Anwendungsbereiche erobert sich das grüne 

Gas auch bei der stofflichen Verwertung. In Sachsen testen Wissenschaftler und Praktiker 

auf einer vornehmlich mit biogenen Reststoffen betriebenen Anlage die nachhaltige 

Herstellung von hochreinen und zartschmelzenden Biowachsen für die Kosmetikindustrie 

aber ebenso für umweltfreundliche Lacke und Schmierstoffe. Gegenwärtig basieren diese 

Produkte oft noch auf fossilem Erdöl. 


Erfreut hält Dr. Erik Reichelt ein Fläschchen 

in die Höhe. Gemeinsam mit Ralf Näke beobachtet 

er, wie sich die Flüssigkeit darin in 

zwei Phasen auftrennt. „Das sind die ersten 

aus Rohbiogas hergestellten Kohlenwasserstoffe“, 

erklärt Reichelt. Das Verfahren dafür haben 

die beiden Wissenschaftler am Fraunhofer-Institut für 

Keramische Technologien und Systeme (IKTS) Dresden 

in Kooperation mit anderen Forschungseinrichtungen 

und Praxispartnern entwickelt. 

Eine entsprechende Demonstrationsanlage ging Mitte 

September auf dem Gelände des Anlagenbauers Ökotec 

im sächsichen Thallwitz in Betrieb. Das Rohbiogas für 

die in einem Container untergebrachten Systemkomponenten 

zur Wachsherstellung entsteht in Fermentern, 

die überwiegend mit Rest- und Abfallstoffen der regionalen 

Lebensmittelindustrie, vornehmlich Fettabscheiderinhalten, 

betrieben werden (siehe Steckbrief Abfall- 

Biogasanlage Thallwitz). 

Durch die verfahrensbedingte Reinheit eigneten sich 

die aus Biogas gewonnenen Rohwachse insbesondere 

für eine Weiterverarbeitung zu chemischen Erzeugnissen, 

die mit hohen Erwartungen an die Produktgüte verknüpft 

sind, etwa zu Cremes und anderen Kosmetikartikeln. 

Dies hätten Untersuchungen unter Leitung von 

Prof. Dr. Sven Kureti an der Technischen Universität 

Bergakademie Freiberg bestätigt. 

Handelsübliche Cremes basierten gegenwärtig oft noch 

auf Erdölderivaten. Bei diesen besteht die Gefahr, 

dass sie Verunreinigungen enthalten, beispielsweise 

Schwefelverbindungen oder polyzyklische aromatische 

Kohlenwasserstoffe (PAK), die Unverträglichkeiten 

auslösen können. Darüber hinaus würden synthetisch 

erzeugte Biowachse auch beim Einsatz als Schmierstoff, 

als Additive in Farben und Lacken oder bei der 

Papierherstellung eine Kontinuität bei den Eigenschaften 

gewährleisten, die mit erdölbasierten Wachsen 

nicht erreichbar ist. 

Basis für Cremes und Kosmetika 

„Die Herstellung hochwertiger Biowachse ist eine realistische 

Option für den förderunabhängigen Betrieb 

bestehender und zukünftiger Biogasanlagen“, nennt 

der Gruppenleiter Systemverfahrenstechnik als Intention 

für die mehrjährige Forschungsarbeit auf diesem 

Gebiet am IKTS. 

CH 4 

- und CO 2 

-Nutzung 

Neben der gleichbleibenden Qualität sieht Reichelt in 

der möglichen Biozertifizierung der Endprodukte einen 

Wettbewerbsvorteil bei der Vermarktung von Biowachsen 

und verweist in diesem Zusammenhang auf einen 

weiteren Aspekt in puncto Nachhaltigkeit. „Im Gegensatz 

zur Energiebereitstellung werden bei der stoffli 

FOTOS: CARMEN RUDOLPH 

62



An der Leitwarte kann in die Steuerung der ansonsten vollautomatisch 

arbeitenden Anlage zur Wachsherstellung eingegriffen werden. 

Auf der linken Seite der Demonstrationsanlage 

zur Wachsherstellung befinden sich die Ventile 

zur Regelung und der Reformer zur Erzeugung 

des Synthesegases (Hintergrund). 

chen Verwertung nicht nur das CH 4 

, sondern 

auch das CO 2 

und damit ein weitaus 

größerer Teil des Biogases genutzt“, betont 

der Wissenschaftler. 

Letztlich würden bei der Technologie, die in 

dem Projekt zum Einsatz kommt, hochreine 

Kohlenstoffketten gebildet, deren Länge 

sich mit unterschiedlichen Stellschrauben 

regulieren lasse. Im aktuellen Forschungsvorhaben 

liege das Augenmerk zwar auf den 

Wachsen. Aber aus dem nachhaltigen Rohstoff 

Biogas ließe sich im Verfahrensverlauf 

beispielsweise auch Kerosin auskoppeln. 

Dies ließe sich sowohl aus den flüssigen 

Kohlenwasserstoffen gewinnen, die neben dem Wachs 

als eines der Hauptprodukte des Verfahrens entstehen, 

als auch aus den Wachsen selbst, wenn sie mittels Hydrocracking 

in flüssige Kraftstoffe umgewandelt werden. 

Dieser Aspekt habe zu Beginn des Forschungsvorhabens 

nur eine untergeordnete Rolle gespielt, gewinne 

nun jedoch mit der beschlossenen Nachhaltigkeitsquote 

bei Flugbenzin von 0,5 Prozent ab 2026 und 2 Prozent 

ab 2030 durchaus an Bedeutung. 

Synthesegas – Umwandlung in flüssige 

und wachsförmige Produkte 

Das Verbundprojekt Wachse aus Biogas startete bereits 

2017 mit Unterstützung des Europäischen Fonds für 

regionale Entwicklung (EFRE). Dabei projektierte die 

DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH den Reformer, der 

für die Umwandlung des Biogases in Synthesegas benötigt 

wird. In dem vom IKTS für die Wachsherstellung 

Vom Produktgemisch aus dem Fischer-Tropsch- 

Reaktor werden in nachfolgenden Temperaturfallen 

die Biowachse abgetrennt. 

Im Fischer-Tropsch-Reaktor reagiert das 

Synthesegas zu unterschiedlichen Kohlenwasserstoffverbindungen. 

modifizierten Fischer-Tropsch-Reaktor, zu dem wiederum 

die Professur für Reaktionstechnik an der TU Bergakademie 

Freiberg einen neuartigen Katalysator beisteuerte, 

erfolgt die Umwandlung des Synthesegases 

in flüssige und wachsförmige Produkte. Diese beiden 

Aggregate bilden daher den Kern des Prozesses. 

Ziel der jetzigen zweiten, aus Mitteln zum Strukturwandel 

im mitteldeutschen Kohlerevier geförderten 

Projektphase ist, das Biowachsverfahren in einer Demonstrationsanlage 

unter praxisnahen Bedingungen 

zu testen und deren Wirtschaftlichkeit zu prüfen. Über 

einen Bypass von der Gasleitung zu den Blockheizkraftwerken 

(BHKW) der Ökotec-Biogasanlage in Thallwitz 

(Landkreis Leipzig) werden dafür stündlich 1 bis 1,5 

Kubikmeter (m³) Biogas als Input für die Aggregate im 

Container abgezweigt. 

Nach der absorptiven Entschwefelung gelangt es in den 

auf 800 Grad Celsius erhitzten Biogasreformer, 

63

PRAXIS / TITEL BIOGAS JOURNAL | 6_2021 

Am Ende des Prozesses 

entstehen flüssige 

Kraftstoffe, beispielsweise 

Kerosin, und 

Biowachs (links), das 

eigentliche Zielprodukt. 

Von der Biogasanlage 

in Thallwitz kommt 

das Rohbiogas für die 

Demonstrationsanlage 

zur Wachsherstellung. 

Im Vordergrund die 

Annahme für die Fettabscheiderinhalte 

und 

die Hygienisierung. 

wo durch die Zudosierung 

von Wasser und 

unter Zuhilfenahme 

eines Katalysators die 

Umwandlung in Synthesegas 

erfolgt. Das so 

entstandene Gemisch aus Wasserstoff und Kohlenstoffmonoxid 

wird abgekühlt und dabei entfeuchtet. Erneut 

auf 200 Grad Celsius erhitzt und auf 20 bar verdichtet, 

strömt das trockene Synthesegas anschließend in den 

Fischer-Tropsch-Reaktor. 

IKTS-Wissenschaftler Ralf Näke verfolgt am Bildschirm das Hochfahren der Demonstrationsanlage im 

Container in Thallwitz. Dies ist auch per Fernüberwachung vom Institut in Dresden aus möglich. 

Reaktion zu unterschiedlichen 

Kohlenwasserstoff-Verbindungen 

„Der Reaktor ist mit einem speziellen Katalysator befüllt. 

An ihm reagiert das Synthesegas zu unterschiedlichen 

Kohlenwasserstoffverbindungen. Die Bandbreite 

reicht hier vom einfachen CH 4 

bis zu sehr langkettigen 

Kohlenwasserstoffen, den Hartparaffinen“, beschreibt 

Ralf Näke die Arbeitsweise. Der Ingenieur für Elek tround 

Automatisierungstechnik hat die Anlagensteuerung 

konzipiert. 

Verbindungen, die den Fischer-Tropsch-Reaktor in flüssigem 

Zustand verlassen, verfestigen sich bei Raumtemperatur 

zu Wachsen. Die gasförmigen Bestandteile 

werden einem gekühlten Separator zugeführt. Was dort 

kondensiert (u.a. Benzin, Dieselöle, Kerosin), bleibt 

auch bei Raumtemperatur flüssig. Die verblei 

Steckbrief Abfall-Biogasanlage 

Thallwitz 

Die von der Ökotec Anlagenbau GmbH errichtete und betriebene 

Biogasanlage in Thallwitz verarbeitet überwiegend Bioabfälle 

der Lebensmittelindustrie aus der Region, vor allem Fettabscheiderinhalte. 

Zu den Co-Substraten gehören Gülle und Festmist 

aus den Schweineställen des benachbarten Agrarbetriebes, 

Rückstände aus der Rapsölproduktion (Schleimstoffe) und im 

Sommer Grünschnitt. 

Seit der Inbetriebnahme im Jahr 2000 erfolgte zwei Mal ein 

umfassendes Repowering. Dabei erhöhte sich die elektrische 

Leistung von 160 Kilowatt auf 1 Megawatt und das Gärvolumen 

verdoppelte sich auf insgesamt 5.000 m³. Vor der Vergärung wird 

der Input in einem 100 m³ fassenden Behälter mindestens eine 

Stunde bei 70 Grad Celsius hygienisiert. Die thermische Energie 

dafür kommt von den drei BHKW und, wenn diese nicht ausreicht, 

von einem mit Biogas betriebenen Dampferzeuger. Um die bei 

der Hygienisierung entstehenden starken Geruchsemissionen zu 

minimieren, werden die Dämpfe der erhitzten Fettabscheiderinhalte 

von einem starken Exhauster abgesaugt und in zwei Stufen 

gereinigt. 

Text: Wolfgang Rudolph 

64



65



Dr.-Ing. Erik Reichelt 

entnimmt der 


erstmals eine Probe 

des Gemischs aus 

Kohlenwasserstoffen. 

Verbindungen, 

die den Fischer- 

Tropsch-Reaktor 

in flüssigem 

Zustand verlassen, 

verfestigen sich bei 

Raumtemperatur zu 

Wachsen. 

benden gasförmigen Komponenten (u.a. Methan, 

Ethan, Propan) fließen entweder zurück zum Startpunkt 

des Bioraffineriesystems, der Herstellung des 

Synthesegases, oder sie werden als Brennstoff für die 

Aufheizung des Reformers genutzt. 

„Nach dem erfolgreichen Hochfahren optimieren 

wir in den nächsten Monaten die Anlage hinsichtlich 

unserer Zielprodukte, den zartschmelzenden Wachsen“, 

informiert Reichelt. Beeinflussen ließe sich 

dies beispielsweise durch die Zusammensetzung des 

Synthesegases oder die Bedingungen im Fischer- 

Tropsch-Reaktor. So begünstige Wasserstoffmangel 

im Synthesegas oder eine abgesenkte Reaktortemperatur 

die Bildung der angestrebten langkettigen 

Kohlenwasserstoffe. Die Biowachsanlage fahre im 

Testbetrieb weitestgehend vollautomatisch. Parameteränderungen 

könnten ferngesteuert vom IKTS in 

Dresden aus vorgenommen werden. 

Für eine realitätsnahe Wirtschaftlichkeitsbewertung 

berücksichtige man in einigen Versuchsreihen die allgemeinen 

Durchschnittswerte bei der Zusammensetzung 

des Rohbiogases und mische dem der Biogasanlage 

entnommenen Rohbiogas, das durch den Einsatz 

hochenergetischer Reststoffe 60 bis 70 Prozent Methan 

enthält, CO 2 

zu, um auch den Einfluss von Biogas 

geringer Qualität zu untersuchen. 

Außerhalb des 

Containers mit der 


zur Wachsherstellung 

befinden sich Flaschen 

mit unterschiedlichen 

Gasen, unter anderem 

zum Spülen von 

Messfühlern und zur 

Anhebung des CO 2 

- 

Gehalts im Biogas für 

den Input. 

66



Aus einem Kubikmeter 

Gas entstehen 0,5 

Liter Produktmischung 

„Aus einem Kubikmeter 

Biogas entstehen nach unseren 

Berechnungen und 

Laborversuchen etwa 0,5 

Liter Produktmischung. 

Diese enthält in etwa gleichen 

Anteilen flüssige Bestandteile 

sowie solche, die 

sich bei Zimmertemperatur 

verfestigen“, nennt der 

Wissenschaftler als groben 

Anhaltspunkt. Denkbar wäre 

eine Anpassung an die Rohbiogasmenge, 

die stofflich 

verwertet werden soll, durch 

einen modularen Aufbau der 

Biowachsraffinerie. 

Hohe Erwartungen an einen erfolgreichen 

Projektabschluss knüpft auch Gerhard 

Wilhelm, Inhaber der Ökotec Anlagenbau 

GmbH, die die Biogasanlage in Thallwitz 

betreibt. „Zum einen kann ich unseren 

Kunden mit dieser Technologie zur Herstellung 

von nachhaltigen Produkten dann eine 

Alternative zur Energieerzeugung anbieten. 

Außerdem produzieren wir selbst an einem 

anderen Standort kosmetische Produkte 

auf Algenbasis. Dort gäbe es für die hochwertigen 

Biowachse ein breites Einsatzfeld“, 

so Wilhelm. 

Markus Wigger (links), Technischer 

und Kaufmännischer 

Leiter, und Gerhard Wilhelm 

(2. von rechts), Geschäftsführer 

der Ökotec Anlagenbau 

GmbH, sowie die Wissenschaftler 

am Fraunhofer IKTS 

Dr.-Ing. Erik Reichelt (rechts) 

und M.Sc. Ralf Näke (2. von 

links) sehen in der Biowachsproduktion 

eine Option für 

Biogasanlagen. 

Autor 

Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

Freier Journalist ∙ Rudolph Reportagen – Landwirtschaft, 

Umwelt, Erneuerbare Energien 

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03 43 45/26 90 40 

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22. – 26. November 2021 

Digital 

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Aktuelle Informationen und Anmeldung: 

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67


Nährstoffspritze 

unters Wurzelwerk 

Lohnunternehmer Uwe Schiller entwickelte ein Verfahren zur Injektionsdüngung in stehenden 

Kulturen und auf Grünland. Die Bandablage des Cultan fähigen Gärprodukts aus Reststoffen 

der Milchindustrie erfolgt mittels selbst konstruierter Applikationstechnik. 

Von Wolfgang Rudolph 

Wer sich die Wirkung landwirtschaftlicher 

Düngung vor Augen führen will, 

dem empfiehlt Uwe Schiller eine regelmäßige 

Begutachtung der Schläge 

aus der Vogelperspektive. „Drohnenfotos 

von Ackerkulturen erinnern immer ein bisschen ans 

Malen nach Zahlen“, sagt der Lohnunternehmer. Denn 

auf den Luftbildern würden sich sowohl die Wegstrecke 

als auch die Arbeitsweise des Düngerfahrzeugs abzeichnen. 

Jede Unregelmäßigkeit in der Spurführung 

und bei der Dosierung sei nachvollziehbar. 

Der gebürtige Niederrheiner ist Inhaber des Unternehmens 

DST-Agrar mit Sitz in Pöhsig, einem Ortsteil der 

sächsischen Kleinstadt Grimma (Landkreis Leipzig). 

Kern seines Dienstleistungsangebotes ist die Düngung. 

Darin sieht er mehr als nur die Ausbringung von Pflanzennährstoffen 

zum bestmöglichen Zeitpunkt. „Um 

den wachsenden Anforderungen beim Umwelt- und 

Klimaschutz gerecht zu werden, muss die Düngung 

zukünftig eine Reihe weiterer Kriterien erfüllen“, so 

Schiller. 

Das beginne bereits bei der Bereitstellung von Düngemitteln, 

die mit dem geringstmöglichen Einsatz von 

Energie und Primärrohstoffen erfolgen sollte. Aber 

auch durch das Schließen heute vielfach unterbrochener 

Nähr- und Wertstoffkreisläufe ließen sich nach Ansicht 

des gelernten Landwirts vorhandene Ressourcen 

nachhaltiger und effizienter nutzen. 

Ein Reststoff in mehrfacher Hinsicht 

Bei der Suche nach Substanzen aus der Lebensmittelverarbeitung, 

die sich als Dünger für den Pflanzenbau 

eignen, stieß Schiller auf eine milchig-trübe Flüssigkeit, 

die gleich in mehrfacher Hinsicht ein Reststoff ist. 

FOTOS: CARMEN RUDOLPH 

68



BIOGASANALYSE 

SSM 6000 


der Klassiker für die Analyse 

von CH 4 

, H 2 

S, CO 2 

, H 2 

und O 2 

mit und ohne Gasaufbereitung 

für NO x 

, CO und O 2 

, mehrere 

Meßstellen (44. BlmSchV.) 

* 

SSM 6000 ECO 

* 

* 

Durch die Injektion des Flüssigdüngers entsteht in der Kultur kein bleibender Schaden. 

Links: Das Injektionsgerät verfügt über 37 einzeln aufgehängte Schare und hat, 

vollständig ausgeklappt, eine Arbeitsbreite von 12 m. 

FOS/TAC 

automatischer Titrator 

zur Bestimmung von 

FOS, TAC und 

FOS/TAC 

TRAS 120 

44. BlmSchV. 

sprechen 

Sie uns an! 

Es handelt sich um vergorene und nach der 

Biogasproduktion in einem speziellen Verfahren 

aufbereitete Dünnschlempe. Dünnschlempe 

ist ein Nebenprodukt aus der 

Herstellung von Bio-Ethanol, die in diesem 

Fall wiederum auf Rückständen der Käseherstellung 

basiert (siehe Kasten). 

Die wässrige Lösung enthält nur 0,6 Prozent 

(%) Stickstoff (nitratfrei, 19 % als 

Ammonium) aber 1,7 % Phosphat, mehr 

als 4 % Kalium sowie über 14 % organische 

Substanz mit den Spurenelementen 

Natrium, Schwefel und Magnesium. „Natrium, 

von dem die Lösung etwa 14 Kilogramm 

pro Tonne (kg/t) enthält, verbessert 

die Regulierung des Wasserhaushalts der 

Pflanzen und ergänzt dadurch die Wirkung 

des Kaliums“, sagt Schiller. Außerdem 

zeigten die regelmäßigen Analysen einen 

Gehalt von gut 15 kg Kohlenstoff pro Tonne. 

Die Applikation von 3 t Flüssigdünger 

entspreche somit der Humuswirkung von 

1 t eingemischtem Stroh. 

Damit eignet sich das in konstanter Zusammensetzung 

anfallende Nebenprodukt 

als organisches NPK-Düngemittel 

zur Pflan zenernährung und Verbesserung 

der Bodenfruchtbarkeit. Dies gilt auch für 

Ökobetriebe, da der Flüssigdünger als Betriebsmittel 

nach den Richtlinien des Forschungsinstituts 

für biologischen Landbau 

(FiBL) zertifiziert ist. Für den konventionellen 

Einsatz stellt die DST-Agrar auf Wunsch 

durch Zumischung von Ammoniumsulfat- 

Lösung (ASL), das der Dienstleister ebenfalls 

als Nebenprodukt bezieht, einen nitratfreien 

Flüssigvolldünger bereit. 

Nährstoffkreislauf klimaschonend 

schließen 

„So kann der ermittelte Phosphat- und Kalibedarf 

für die gesamte Vegetationsperiode 

in einer Gabe ausgebracht und gleichzeitig 

die N-Düngermenge ohne Ertragseinbußen 

reduziert werden“, merkt der Firmenchef 

an. Auch Gülle, Gärreste und Jauche 

* proCAL für SSM 6000, ist 

die vollautomatische, 

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FOTO: UWE SCHILLER 

Als Lager für den Flüssigdünger dienen witterungsbeständige Spezialsäcke am Firmenstandort 

oder direkt beim Kunden mit einer Kapazität zwischen 100.000 und 300.000 Liter. 

Befülltes flexibles Lager für 

den Flüssigdünger. 

So entsteht NPK-Dünger aus Dünnschlempe 

Die milchig-trübe Flüssigkeit entsteht 

durch das Vergären von Dünnschlempe 

und ist ein wertvoller NPK-Langzeitdünger. 

Das Verfahren zur stofflichen und energetischen Nutzung von Dünnschlempe basiert auf Forschungen des Dresdener 

Fraunhofer Instituts für keramische Technologien und Systeme IKTS in Kooperation mit der Sachsenmilch Leppersdorf 

GmbH. Dünnschlempe, die viele organische Säuren enthält, verbleibt bei der Herstellung von Bioethanol aus Reststoffen 

der Molkereiverwertung und wurde früher kostenaufwendig entsorgt. 

Die Verarbeitung der Schlempe erfolgt in mehreren Prozessschritten. Zunächst vergären deren organische Bestandteile 

in einem nach dem EGSB (Expanded-Granular-Sludge-Bed)-Prinzip arbeitenden Hochleistungsvergärungsreaktor zu 

Biogas. In der darauffolgenden Prozessstufe werden die anorganischen Inhaltsstoffe, insbesondere Ammonium und 

Phosphat, durch die Zugabe von Reaktorchemikalien abgetrennt. Im Ergebnis entsteht der NPK-Langzeitdünger. 

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ließen sich durch die Zugabe des organischen NPK- 

Düngers aufwerten und damit ließe sich deren Transportwürdigkeit 

erhöhen. 

Eine Besonderheit sei der Gehalt an Milchsäurebakterien 

(ca. 13 bis 18 kg/t). Sie würden das Bodenleben 

aktivieren und so die Mineralisierung der organisch gebundenen 

Nährstoffe befördern. Zudem habe man eine 

hemmende Wirkung auf pilzliche Erreger festgestellt. 

Nicht zuletzt schließe sich - ganz im Sinne der von 

Deutschland verfolgten Nachhaltigkeitsstrategie - mit 

der nahezu vollständigen Nutzung des Reststoffs aus 

der industriellen Herstellung von Lebensmitteln (Kat.3- 

Material) als Pflanzendünger ein bislang unterbrochener 

Nährstoffkreislauf zwischen Pflanze, Tier und Boden. 

Bessere Lockwirkung durch tiefe Ablage 

Parallel zur Erschließung von Düngemitteln befasste 

sich Schiller mit Technik zur effizienten und umweltgerechten 

Ausbringung. Dabei nutzte der 59-Jährige seine 

Erfahrungen mit dem Cultanverfahren, bei dem Flüssigdünger 

mittels Injektionsrädern in den Boden der Kultur 

eingespritzt wird. Dadurch entsteht ein Düngerdepot, 

aus dem sich die Pflanzen mit ihren bereits ausgebildeten 

Wurzeln über einen längeren Zeitraum mit Nährstoffen, 

vornehmlich sofort einlagerungsfähigem und 

bodenstabilem Ammonium, versorgen. Angestrebte 

Effekte sind die Einsparung von bis zu 20 % Stickstoff 

und die Vermeidung von Nitratauswaschungen. „Die 

Speichen an den Injektionsrädern dringen aller 

Applikation von nitratfreiem 

Flüssigdünger 

mit dem Reiheninjektor 

vom Lohnunternehmen 

DST Agrar in einem 

Getreidebestand. 

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Auf der verlängerten Deichsel des Reiheninjektors befinden sich die Aggregate 

zum Pumpen und Verteilen des Flüssigdüngers. 

Mit der Messspitze des Sensorspatens können vor 

der Düngerausbringung die wichtigsten Bodenparameter 

in Echtzeit ermittelt werden. 

Lohnunternehmer Uwe Schiller demonstriert die 

Handhabung des „Sensorspatens“ zur schnellen 

Ermittlung der Bodenparameter auf Acker und 

Grünland. 

Martin Kretzschmar, Leiter des Standorts Dahme, 

mit einer Drohne für die Kontrolle des Düngeerfolgs 

vor dem selbst entwickelten Scheibenrad-Injektionsgerät. 

72



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Zusätzliche Hydraulikzylinder drücken das Schlitzgerät auf den Acker, 

um eine gleichmäßige Tiefenführung zu gewährleisten. 

dings nur etwa 3 bis 5 Zentimeter in den 

Boden ein“, benennt Schiller das Problem 

bei dieser Technologie. Der obere Bereich 

sei aber infolge der Klimaveränderung immer 

häufiger ausgetrocknet. Das vermindere 

den Düngeeffekt enorm. Als Alternative 

entwickelte er ein gezogenes Scheibenrad- 

Injektionsgerät. Es legt das Düngerband 

in bis zu 15 Zentimeter Tiefe mit einem 

Reihenabstand von 32 Zentimeter (cm) 

ab. „Dadurch verringert sich nicht nur die 

Gefahr, dass die Nährstoffe austrocknen. 

Die tiefer abgelegten Nährstoffe, vornehmlich 

der immobile Phosphor, intensivieren 

durch ihre Lockwirkung außerdem die Ausbildung 

der Wurzelsysteme. Wodurch sich 

wiederum die Widerstandsfähigkeit der 

Pflanzen bei Trockenperioden verbessert“, 

merkt Schiller an. 

37 Düngerschare auf 12 Meter 

Arbeitsbreite 

Hauptkomponenten der Innovation sind 

das auf einem doppelachsigen Fahrwerk 

montierte Fass mit 14.500 Liter Fassungsvermögen 

sowie die an der verlängerten 

Deichsel angebrachten Aggregate zum Applizieren, 

Pumpen und Verteilen des Flüssigdüngers. 

In einer zweiten, gezogenen 

Variante befindet sich das Fass auf dem 

Systemschlepper Claas Xerion. 

Das Injektionsgerät verfügt über 37 einzeln 

aufgehängte Schare und hat, vollständig 

ausgeklappt, eine Arbeitsbreite von 12 

Meter. Vor den Düngereinlegescharen, die 

sich auf eine Injektion im Bereich zwischen 

6 und 15 cm einstellen lassen, läuft eine 

Scheibe, die den Boden bis auf eine Tiefe 

von 20 cm vorschneidet. Die Scheiben 

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Die neueste Variante des Reiheninjektors für eine 20 cm tiefe Ablage des Flüssigdüngers 

nach der Ernte wird in der Endversion noch mit einem vorlaufenden 

Scheibenrad komplettiert, das den Boden entsprechend vorschneidet. 

Interessenvertreter für 

Dienstleister im Osten 

Das Unternehmen DST-Agrar ist Mitglied im Agroservice & Lohnunternehmerverband 

e.V. mit Sitz in Altlandsberg (Brandenburg). Der 1993 gegründete Zusammenschluss, 

in dem 97 landwirtschaftliche Dienstleister aus Mecklenburg-Vorpommern, 

Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Thüringen und Sachsen sowie Hersteller und Institutionen 

aus dem Agrarbereich organisiert sind, ist die größte Interessenvertretung 

für diese Branche in den östlichen Bundesländern. Präsident des Verbandes ist 

Wolfgang Wildt, Geschäftsführer der Lobensteiner Landhandel- und Dienste GmbH. 

Die Geschäfte der Organisation leitet Dr. Marco Rebhann. Informationen zu den 

Verbandszielen, aktuellen Veranstaltungen und den Dienstleistungsangeboten der 

Mitglieder gibt es auf der Internetseite www.agro-service-verband.de. 

Erster Einsatz des modifizierten Reiheninjektors mit 20 cm Ablagetiefe und 6 

Meter Arbeitsbreite am Claas Xerion auf einem abgeernteten Getreidefeld. 

vor den Düngerscharen zum Durchschneiden des Bodens haben einen 

Durchmesser von 55 cm. Bei einer Arbeitsgeschwindigkeit von 

8 bis 9 km/h werden 300 PS, in bergigem Gelände 400 PS Zugkraft 

benötigt. Das komplette Gespann mit gefülltem Fass wiegt rund 34 

t. Das relativ geringe Gewicht ist gut für den Boden, reicht aber nicht, 

um die Aggregate bei trockenen Verhältnissen in konstanter Tiefe 

zu führen. Dafür sorgen Hydraulikzylinder, die das Schlitzgerät mit 

einer zusätzlichen Kraft von 12 t auf den Acker drücken. 

Die Regelung der injizierten Flüssigdüngermenge erfolgt über 

Durchflussmesser und die entsprechende Steuerung der Ventilöffnung. 

Überschüssige Mengen fließen über einen Bypass zurück in 

den Tank. „Für die Nährstoffabdeckung reichen in aller Regel 3 t/ 

ha. Das zeigen die durchgeführten Analysen. Wir müssen bei der Bedarfsermittlung 

aufpassen, dass es nicht zu einer Überversorgung 

mit Natrium kommt“, berichtet Schiller vom praktischen Einsatz 

FOTOS: UWE SCHILLER 

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der Düngertechnologie auf jährlich rund 4.000 Hektar 

in Westsachsen, der Oberlausitz und Südbrandenburg. 

Bei einem Mix von organischem NPK-Dünger mit ASL 

bestimmt die schlagbezogene Stickstoff- und Phosphorbilanz 

das Mischungsverhältnis. „Die Ausbringmenge 

an Stickstoff können wir dabei auf 0,8 t/ha – gegebenenfalls 

auch weniger – reduzieren, bei gleichzeitiger 

Versorgung mit den anderen Pflanzennährstoffen. Das 

ist zum Beispiel auf sehr leichten Standorten hilfreich“, 

ergänzt Martin Kretzschmar. Der 32-jährige Landwirtschaftsmeister 

leitet den Standort der DST-Agrar im 

brandenburgischen Dahme. 

Auf Wunsch übernimmt das Unternehmen unmittelbar 

vor der Applikation eine Analyse der wichtigsten Bodenparameter. 

Zum Einsatz kommt dafür ein sogenannter 

Sensorspaten, der die Werte praktisch in Echtzeit auf 

dem Display anzeigt. Ebenso ist eine Kontrolle des Düngeerfolgs 

per Drohnenkamera möglich. Die Saison zur 

Einbringung des Flüssigdüngers beginnt für den Dienstleister 

am 1. Februar zunächst auf Grünland. Dann folgen 

Getreide, anschließend Mais. 

„Ich bekomme mehr Aufträge, als ich bewältigen kann. 

Lohnunternehmen, die ihren Kunden dieses bislang 

einmalige Düngeverfahren anbieten wollen, können 

sich gern bei mir melden“, sagt Schiller. Die Kulturen 

werden meist schräg zur Saatrille mit dem Scheibenrad- 

Injektionsgerät überfahren. Durch die präzise Ablage 

von bis zu 3.200 Liter pro Hektar ohne die Gefahr von 

Abdrift und Ammoniakverlust ist eine Applikation bis zu 

einem Meter an Gewässerrändern zulässig. 

Geplant ist eine Impulsdüngung 

Als Zwischenlager für beide Düngerkomponenten dienen 

witterungsbeständige Spezialsäcke des französischen 

Herstellers Labaronne Citaf. Die flexiblen Behälter 

mit einer Kapazität zwischen 100.000 und 300.000 

Liter befinden sich an den Firmenstandorten oder auch 

direkt bei den Kunden. Den Transport zwischen Lebensmittelindustrie, 

Lager und Einsatzort übernehmen 

Tankfahrzeuge mit Pumptechnik an Bord. Darüber hinaus 

stehen zwei – ebenfalls mit eigener Pumptechnik 

ausgestattete – Dreiachs-Fässer für die Pufferung am 

Feldrand zur Verfügung. Jedes der Scheibenrad-Injektionsgeräte 

muss in der Saison täglich mit 125 t Dünger, 

also rund fünf Lkw-Ladungen, beliefert werden. 

Der Firmenchef knobelt an einer weiteren Verbesserung 

des Verfahrens. Kürzlich gelang die Fertigstellung einer 

Gerätemodifikation, die eine Injektion des Flüssigdüngers 

bis in eine Tiefe von 20 cm ermöglicht. „Dies erfolgt 

dann aber nicht in stehenden Kulturen, sondern 

beispielsweise in die Ernterückstände vor der Neuaussaat“, 

erläutert der Lohnunternehmer. 

Damit die Pflanzenwurzeln auf ihrem Weg zum Depot 

weiteren Boden und damit Nährstoffe und Wasser erschließen, 

arbeitet er gemeinsam mit Forschenden an 

der TU Chemnitz an einem System zur Impulsinjektion, 

das den Düngerstreifen mit regelmäßigen Unterbrechungen 

in den Boden einbringt. „Das wäre dann eine 

Ablage wie bei der Cultandüngung mit Injektionsrädern, 

nur eben zwei Etagen tiefer und damit deutlich 

wirkungsvoller“, meint Schiller. 

Autor 





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PRAXIS 


Neue ergänzende LAI-Vollzugshinweise 

zum Erhalt des Formaldehydbonus 

veröffentlicht 

Die Bund-Länder Arbeitsgemeinschaft Immissionsschutz (LAI) hatte im September 2020 

ohne große Ankündigung eine Neufassung des LAI-Beschlusses zur Zahlung des Formaldehydbonus 

veröffentlicht. Dieser Beschluss bedurfte noch weiterer Konkretisierungen und 

Erläuterungen, um eine praktikable Umsetzung sicherzustellen. Aus diesem Grund wurden 

im September 2021 ergänzende Vollzugshinweise durch den LAI veröffentlicht. 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejzcyk 

Lange hat es gedauert, bis die LAI die vom 

Fachverband Biogas e.V. geforderten Konkretisierungen 

und Ergänzungen zum Beschluss 

vom September 2020 beschlossen und veröffentlicht 

hatte. Immer wieder stand der 

Fachverband Biogas im direkten Austausch mit der 

LAI und den beteiligten Behörden, um auf die zahlreichen 

Interpretationsfragen und -probleme hinzuweisen 

beziehungsweise Änderungsvorschläge in die Diskussion 

einzubringen. In der Biogasbranche und den 

für die Umsetzung zuständigen Behörden herrschte 

sehr große Verwirrung, wie die Vorgaben in der Praxis 

umzusetzen sind. 

Anforderungen und Umsetzungsfristen zu den Vollzugshinweisen 

Nr. 

Anforderungen für jeden Einzelmotor 

Motoren im 

Baurecht 

Motoren in 

44. BImSchV 

1. Logbuch gemäß VDMA 6299 5.1 01.01.22 01.01.22 

2. 

Zugangsbeschränkung Motorsteuerung gemäß 

VDMA 6299 5.2.1 

01.01.23 01.01.22 

3. Verplombung gemäß VDMA 6299 5.3 01.01.22 01.01.22 

4. 

5. 

Temperaturüberwachung Oxidationskatalysator 

(ggfs. auch andere Verfahren gemäß Behördenbewertung) 

gemäß VDMA 6299 5.4.1 

mindestens monatliche H 2 

S-Messung im Biogas 

gemäß VDMA 5.5 

01.01.23 01.01.22 

01.01.22 01.01.22 

6. NO x -Sensor gemäß VDMA 5.6 - 01.01.22 

Mit den jetzt veröffentlichten ergänzenden Vollzugshinweisen 

konnten die meisten offenen Fragen geklärt 

werden. So ist mit einer zeitnahen Anwendung der neuen 

Vorgaben durch die Behörden zu rechnen. In einigen 

Ländern werden gerade auch länderspezifische Erlasse 

vorbereitet, um die Umsetzung dieser Vorgaben verbindlich 

zu machen. 

Vollzugshinweise im Detail 

Da der Erhalt des Formaldehydbonus sowohl für genehmigungsbedürftige 

Motoranlagen [gemäß 44. Bundes- 

Immissionsschutzverordnung (BImSchV)] als auch für 

nicht genehmigungsbedürftige Motoren möglich ist, 

findet in den Vollzugshinweisen eine klare Unterscheidung 

der Anforderungen für diese beiden Anlagentypen 

statt (siehe Tabelle). 

Dokumentation im Logbuch 

Alle Motoren müssen spätestens ab dem 1. Januar 

2022 ein Logbuch gemäß den Vorgaben des VDMA- 

Einheitsblatts 6299 (Kapitel 5.1) führen. Um diese 

Vorgaben umzusetzen, hat der Fachverband eine Vorlage 

entwickelt (www.biogas.org). Diese Vorlage wird kontinuierlich 

an neue Erkenntnisse angepasst. Da diese 

Logbücher (können handschriftlich und/oder digital 

geführt werden) jetzt auch jährlich von den Messstellen 

gemäß Paragraf (§)29 b Bundes-Immissionsschutzgesetz 

(BImSchG) geprüft werden, empfehlen wir eine 

zeitnahe Abstimmung mit den Messstellen, um den 

Arbeitsaufwand für alle Beteiligten zu reduzieren. 

Zugangsbeschränkung der Motorsteuerung 

In Kapitel 5.2 des VDMA 6299 ist eine Zugangsbeschränkung 

der Motorsteuerung gefordert, um keine 

unautorisierten Änderungen von Motoreinstellungen 

mit gegebenenfalls Auswirkungen auf das Emissionsverhalten 

zuzulassen. Bei Biogas-Motoranlagen, die 

nicht unter den Anwendungsbereich der 44. BImSchV 

fallen und die aufgrund ihres Alters oder ihrer Bauart 

noch nicht über eine Zugangsbeschränkung der Steuerung 

gemäß VDMA 6299 verfügen, ist die genannte 

Zugangsbeschränkung spätestens bis zum 1. Januar 

2023 umzusetzen und die fristgerechte Umsetzung 

zum Zeitpunkt der Einzelmessung im Vergütungsjahr 

entsprechend nachzuweisen. 

Für Motoren im Anwendungsbereich der 44. BImSchV 

muss eine Zugangsbeschränkung der Motorsteuerung 

gemäß VDMA 6299 hingegen schon ab dem 

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PRAXIS 


1. Januar 2022 nachgewiesen werden. Aus 

dem Nachweis zur Zugangsbeschränkung 

der Steuerung gemäß des VDMA 6299 

muss auch ersichtlich sein, dass der Einbau 

und die Inbetriebnahme durch eine 

Fachfirma erfolgt sind. 

Verplombung des 

Oxidationskatalysators 

Alle Motoren müssen ab spätestens dem 

1. Januar 2022 eine Verplombung des Oxidationskatalysators 

gemäß Kapitel 5.3 des 

VDMA 6299 nachweisen. Die Entfernung 

und Anbringung der Verplombung darf nur 

durch ein bekanntgegebenes Messinstitut 

oder einen Servicebefugten erfolgen. Als 

ein Servicebefugter gilt gemäß VDMA 6299 

der Anlagenhersteller (Motorenhersteller/ 

Hersteller des Abgasnachbehandlungssystems 

oder dessen Beauftragte) sowie 

Personen, die der Anlagenhersteller nach 

erfolgreicher Absolvierung entsprechender 

fachlicher Schulungen zur Durchführung 

der darin geschulten Tätigkeiten zulässt. 

Im Vergleich dazu, lassen die LAI-Vollzugshinweise 

aber keine Mitarbeiter der Biogasanlage 

selbst zu, auch wenn sie entsprechend 

geschult sind. 

Temperaturüberwachung der 

Oxidationskatalysatoren 

Bei Motoren, die den Anforderungen der 

44. BImSchV unterliegen, ist gemäß § 24 

(6) der 44. BImSchV der Nachweis des kontinuierlichen 

effektiven Betriebs (=Temperaturüberwachung 

vor Oxidationskatalysator) 

des Oxidationskatalysators zu führen. 

Diese Anforderungen sind im Kapitel 5.4.1 

des VDMA 6299 ausführlich beschrieben. 

Dementsprechend sind die Temperaturdaten 

im Abgas vor dem Oxidationskatalysator 

kontinuierlich aufzuzeichnen, Warnungen 

bei Überschreitung des spezifizierten 

Betriebsfensters im Normalbetrieb sind 

anzuzeigen und im Steuerungssystem zu 

dokumentieren. Gegebenenfalls erforderliche 

Service- und Wartungsarbeiten sind 

innerhalb eines angemessenen Zeitraums 

durchzuführen (alle Anlagen) und im 

Logbuch zu dokumentieren. Somit ist ab 

dem Kalenderjahr 2022 die Feststellung, 

dass eine geeignete Überwachung mittels 

Temperaturmessung (kontinuierliche Aufzeichnung) 

erfolgt, Teil der Beurteilung 

zur Gewährung der Zusatzvergütung für die 

Anlagen im Anwendungsbereich der 44. 

BImSchV. 

Bei Motoren, die nicht im Anwendungsbereich 

der 44. BImSchV sind, ist spätestens 

ab dem 1. Januar 2023 die Temperaturüberwachung 

gemäß VDMA 6299 Teil der 

Beurteilung zur Gewährung der Zusatzvergütung. 

Die Erfüllung dieser Vorgaben soll 

von den Messstellen überprüft und in der 

Anlage zum Messbericht bestätigt werden. 

Monatliche H 2 

S-Messung 

im Biogas 

Alle Motoren müssen spätestens ab dem 

1. Januar 2022 eine Überwachung der 

maximal zulässigen H 2 

S-Gehalte (Vorgabe 

des Herstellers des Katalysators) im 

Biogas zum Schutz der Oxidationskatalysatoren 

sicherstellen. In den Vollzugshinweisen 

wurden diese Anforderungen jetzt 

weiter konkretisiert, sodass regelmäßig 

(mindestens monatlich) eine Messung der 

Biogaszusammensetzung in Bezug auf H 2 

S 

sowie eine Umrechnung auf SO 2 

durch den 

Betreiber erfolgen muss. 

Eine Formel zur Umrechnung ist den 

Vollzugshinweisen zu entnehmen. Diese 

Ergebnisse müssen zusammen mit den 

festgestellten Methangehalten (CH 4 

) im 

Logbuch dokumentiert werden. Bei Überschreitungen 

der Herstellergrenzwerte 

(H 2 

S) sind unverzüglich weitergehende 

Maßnahmen (Optimierung der Entschwefelung) 

zur Sicherstellung der Grenzwerte 

einzuleiten und im Logbuch zu dokumentieren. 

Die bekanntgegebenen Messinstitute 

werden das jährlich prüfen. 

NO x 

-Überwachung im Abgas 

Nur für Motoren im Anwendungsbereich 

der 44. BImSchV ist ab dem Kalenderjahr 

2022 eine Überwachung der dauerhaften 

Einhaltung der Emissionsgrenzwerte für 

NO x mit NO x -Sensoren entsprechend den 

Vorgaben des Kapitels 5.6 des VDMA 6299 

sicherzustellen. Die Erfüllung der Vorgaben 

soll von den Messstellen überprüft 

werden und ist als Nachweis gemäß Nr. 6 

der Vollzugshinweise zusammen mit dem 

LAI-Messbericht vorzulegen. 

Die Auswertung der NO x -Sensorsignale 

umfasst unter anderem die Dokumentation 

der Alarmmeldungen und die Darstellung 

aller Tagesmittelwerte bis zum Zeitpunkt 

der jährlichen Emissionsmessung für den 

zurückliegenden (rollierenden) Betrachtungszeitraum. 

Die dauerhafte Einhaltung 

des NO x -Grenzwertes kann festgestellt werden, 

wenn anhand der vorliegenden Auswertung 

der Tagesmittelwerte innerhalb 

des Betrachtungszeitraums der Nachweis 

erbracht wird, dass die Summe der Anzahl 

an Überschreitungen (der Alarmschwelle) 

und an fehlenden Tagesmittelwerten (ausgenommen 

erforderliche Wartungen und 

Reparaturen insbesondere aufgrund von 

Sensordefekten; wobei Sensordefekte unverzüglich 

zu beheben sind) der Wert von 5 

Prozent der jährlichen Betriebstage nicht 

überschritten wird. 

Bei einer höheren Anzahl von Überschreitungen 

innerhalb des Betrachtungszeitraums 

ist die Bescheinigung für die Gewährung 

der Zusatzvergütung in der Regel 

nicht auszustellen. Das entspricht bei einem 

beispielhaften Dauerbetrieb an 365 

Tagen einer maximalen Überschreitung 

von 18,25 Tagesmittelwerten. 

Aufgrund von Lieferproblemen bei Halbleitern 

verzögert sich bei einigen NO x -Sensor-Anbietern 

die Ausrüstung von Motoranlagen 

bis ins vierte Quartal 2022. Von 

einigen Behördenvertretern wurde zwar 

schon eine gewisse Kulanz in begründeten 

Fällen zugesichert, wie weit diese aber ausgedehnt 

wird, bleibt abzuwarten. 

Zusammenfassung und Ausblick 

Die jetzt veröffentlichten ergänzenden 

Vollzugshinweise schaffen mehr Klarheit, 

werden aber sicherlich zu neuen Fragen 

und Umsetzungsproblemen führen. Insbesondere 

die jetzt massiv erweiterten 

Aufgaben an die Messstellen werden in 

jedem Fall zu Diskussionen führen. Der 

Fachverband Biogas wird die Umsetzung 

weiterhin intensiv begleiten und bei Bedarf 

eingreifen. 

Autor 


Geschäftsführer 



0 81 61/98 46 60 

info@biogas.org 


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PRAXIS 

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PRAXIS 


BIOMETHAN-SÜDAUSSCHREIBUNG 

Restriktiv und doch 

attraktiv? 

Vor der ersten Biomethan-Ausschreibung am 1. Dezember 

2021 steigt die Spannung: Sind die Perspektiven so 

lohnend, dass das neue Ausschreibungs-Segment auch angenommen 

wird? Die Vorgaben sind streng: Statt wie bisher 

hocheffizient müssen die BHKW hochflexibel sein. Statt 

wärme- sollen sie stromorientiert betrieben werden. Ab 

nächstem Jahr dürfen nur noch Anlagen aus der „Südregion“ 

mitmachen. Biomethan-Experten beurteilen die Lage. 

Von Christian Dany 

Wir verspüren ein großes Interesse an Biomethan nach dem 

EEG 2021“, sagt Julian Diederich vom Biomethan-Handelsunternehmen 

bmp greengas GmbH. Diederich verantwortet 

den Vertrieb in der Süd-West-Region Deutschlands. 

Auffallend sei, dass viele Anfragen für Blockheizkraftwerke 

(BHKW) jenseits der 2-Megawatt (MW)-Größe kämen, während sonst 

meist kleinere Leistungsgrößen gefragt seien. Zweifellos hänge das gestiegene 

Interesse mit der neu eingeführten Ausschreibung für hochflexible 

Biomethan-BHKW zusammen. 

In diesem separaten Segment wird zum Gebotstermin 1. Dezember 2021 

ein Volumen von 150 MW elektrische Leistung ausgeschrieben. Nächstes 

Jahr wechselt der Termin dann auf den 1. Oktober. Darüber hinaus werden 

die Bieter ab 2022 auf die „Südregion“ gemäß Anlage 5 des EEG 2021 

beschränkt. Für Diederich ist die „einmalige Chance“ für den Norden ein 

weiterer Grund für das zuletzt hohe Beratungsaufkommen. 

Die Südregion umfasst das ganze Baden-Württemberg und das Saarland, 

Bayern bis auf einige Landkreise im äußersten Norden sowie einige Landkreise 

in Hessen und Rheinland-Pfalz (siehe Karte). Mit den Biomethan- 

Ausschreibungen, aber auch mit der „Südquote“ in den „normalen“ Biomasse-Ausschreibungen, 

sollen gemäß Begründung zum EEG die flexible 

Stromerzeugung in Süddeutschland gefördert und Netzengpässe zwischen 

Nord- und Süddeutschland reduziert werden. 

Biomethan von Nord nach Süd 

Damit adressiert der Gesetzgeber das strukturelle Problem der hohen Erzeugung 

erneuerbaren Stroms im Norden und des verbrauchsstarken Südens 

(siehe Infokasten). Während die Anlagenstandorte für die Biomethan- 

Ausschreibungen künftig im Süden liegen müssen, kann das Biomethan 

auch im Norden erzeugt und ins Gasnetz eingespeist werden. Kurz gesagt: 

Anstatt Strom soll lieber Gas von Nord nach Süd fließen. 

Davon abgesehen bringen die Biomethan-Ausschreibungen einige attraktive, 

aber auch restriktive Regelungen: „Bislang konnten Biomethan-BHKW 

an den Biomasse-Ausschreibungen teilnehmen, was aber kaum jemand 

gemacht hat“, lässt Diederich einblicken. Der Höchstgebotswert für Neuanlagen 

habe im Vorjahr bei 14,44 Cent pro Kilowattstunde (kWh) gelegen. 

Mit der Obergrenze von 19 Cent bringe die Biomethan-Ausschreibung nun 

Abbildung 1: Südliche Landkreise (dunkle Färbung), 

die ab 2022 nur noch an der „Biomethan-Südausschreibung“ 

teilnehmen dürfen 

Ab in den Süden! 

Die Liebe der Energiepolitik zum Süden Deutschlands hat in den 

letzten Monaten seltsame Formen angenommen: Südregion, 

Südquote und Südbonus. So viel Süden verlangt Aufklärung! 

Dem bundesdeutschen Strukturproblem der hohen Erzeugung 

erneuerbaren Stroms im Norden und des verbrauchsstarken 

Südens wollte der Bundestag erst mit einer Süd-Förderung im 

Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) begegnen: Im Rahmen 

des Gesetzeswerkes zum Kohleausstieg Mitte letzten Jahres 

wurde ein „Südbonus“ eingeführt, mit dem neue KWK-Anlagen 

südlich der Mainlinie einen einmaligen Zuschuss von 60 Euro/ 

kW el 

erhielten. Nur viereinhalb Monate nach ihrem Inkrafttreten 

wurde diese Regelung zum 31. Dezember 2020 ersatzlos und 

ohne Übergangsregelung wieder gestrichen. 

Wohl um den Klimaschutz wirklich voranzutreiben, kam der Gesetzgeber 

stattdessen auf die Idee, die gesicherte und flexible 

Stromerzeugung im Süden lieber mit erneuerbaren Energien – 

also Bioenergie – zu fördern: Er erfand die Südregion und die 

Südquote. In den herkömmlichen Biomasse-Ausschreibungen 

werden ab 2022 die Gebote aus der Südregion separiert: 50 Prozent 

des Ausschreibungsvolumens je Gebotstermin (= Südquote) 

muss an Teilnehmer aus dem Süden vergeben werden. 

„Die regionale Verteilung von Biomasseanlagen zwischen Nordund 

Süddeutschland entspricht heute rund 60:40, so dass die 

Quote für die künftigen Ausschreibungen in Höhe von 50 Prozent 

bei ausreichend Wettbewerb auch eine Wirkung entfalten 

kann“, lautet die Begründung im EEG. Die 2021 eingeführten 

Biomethan-Ausschreibungen sind ab 2022 ausschließlich für die 

Südregion reserviert. Auch die Ausschreibungen für Windenergie 

bekommen eine Südquote: allerdings nur 15 Prozent ab nächstem 

Jahr und 20 Prozent ab 2024. 

Quelle: Energieagentur NRW 

80


PRAXIS 

Julian Diederich vom Biomethan-Handelsunter 

nehmen bmp greengas GmbH. 

eine attraktive Steigerung. Allerdings beschränkt 

§39m im EEG 2021 die Bemessungsleistung 

auf nur 15 Prozent der installierten 

Leistung. Daraus folgen maximal 

1.314 Volllaststunden im Jahr (8.760 h x 

0,15 = 1.314 Stunden). 

Bezuschlagte Biomethananlagen erhalten 

neben der Einspeisevergütung auch 20 

Jahre lang den Flexibilitätszuschlag. Dass 

dieser jetzt von 40 auf 65 Euro angehoben 

wurde, sieht Diederich als weiteres großes 

Plus. Bedingung für den Flexzuschlag sei, 

dass die Biomethan-Anlage 2.000 Viertelstunden 

im Jahr mit mindestens 85 

Prozent der installierten Leistung laufen 

müsse. Damit solle verhindert werden, die 

Anlage ausschließlich für wenige Regelenergieabrufe 

einzusetzen. Als wirtschaftlichen 

Nachteil der hohen Überbauung 

führt der Biomethan-Experte neben hohen 

Investitionskosten den relativ hohen 

Leistungspreis für den Gasanschluss an, 

da einem hohen Leistungsbezug nur eine 

geringe entnommene Gasmenge gegenüberstehe. 

Bestehende Erdgas-BHKW auf 

Biomethan umstellen 

Hohe Investkosten ergeben sich aber nicht 

zwangsläufig, denn das EEG setzt für die 

Ausschreibung keine Neuanlagen voraus: 

Bedingung ist lediglich, dass die Anlage 

vorher noch nicht über das EEG gefördert 

wurde; was bedeutet, dass auch bestehende 

Erdgas-BHKW auf Biomethan umgestellt 

werden können. Für Industriebetriebe, 

Wärme- und Energieversorger ist die 

Biomethanausschreibung also eine Möglichkeit, 

eine zweite Förderperiode für ihre 

nach dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz 

(KWKG) geförderten BHKW zu bekommen. 

Für die Einbindung der hochflexiblen 

Biomethan-BHKW in Wärmeversorgungssysteme 

sind jedoch neue Konzepte nötig. 

„Durch die Spitzenlast-Substitution eines 

bestehenden Gaskessels kann ein Biomethan-BHKW 

gleich doppelt punkten“, 

schildert Alexander Denis, „es deckt den 

Energiebedarf effizient und umweltschonend 

ab und kann gleichzeitig Spitzenlasten 

auf der Wärmeseite wirtschaft 

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EEG 2021 Ausschreibungsvarianten 

Neuanlagen 

Ausschreibung 

Folgeförderung 

Bestandsanlagen 

Hochflexible Anlagen 

Süddeutschland 

max. anzulegender Wert in 2021 

in ct/ kWh Strom (Vergütung 

EEG im Ausschreibungsmodell) 

Anlagen bis 500 kW 2021 bis 

2025 zusätzlich 

16,40 18,40 19,00 

0,5 ct/ KWh 0,5 ct/ kWh 

Degression/ Jahr ab 2022 1 % 1 % 1 % 

max. Vollbenutzungsstunden 3942 3942 1314 

Quelle: bmp greengas 

Flexibilitätszuschlag pro KW 

inst. / Jahr 

Anforderungen an Flex 

Einsatzstoffe Maisdeckel 

ab 2021 

65,00 € 65,00 € 65,00 € 

4.000 Viertelstunden 

mit mindestens 85 % der 

Leistung 

4.000 Viertelstunden mit mind. 

85 % der Leistung. Anlage 

darf noch keine Flexprämie im 

alten EEg erhalten haben 

2.000 Viertelstunden 

mit mindestens 85 % der 

Leistung 

Biomasse max. Anteil an 40 % Biomasse max. Anteil an 40 % Biomasse max. Anteil an 40 % 

Ausschreibungstermine 01.03.2021/ 01. September 01.03.2021/ 01. September 01. Dez. 2021, 01. Okt ab 2022 

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81

PRAXIS 


lich auffangen.“ Zu bedenken 

sei, dass diese Spitzenlastabdeckung 

nur in den kalten 

Winterwochen gebraucht werde. 

Damit sei die Fahrweise – 

strom- oder wärmeorientiert – 

stark abhängig von der geplanten 

Anlagenintegration. Denis 

arbeitet im Vertrieb der Energas 

BHKW GmbH. Das Unternehmen 

aus Ravensburg projektiert, 

errichtet und betreut 

seit 15 Jahren BHKW-Anlagen 

in Süddeutschland und ist seit 

2020 ein Tochterunternehmen 

von INNIO*Jenbacher. 

Denis berichtet von einer „Anfangseuphorie“ um Biomethan 

im EEG 2021, die dann nach der Beschäftigung 

mit einzelnen Projektideen aber wieder abgeflaut sei. 

Die Vorgabe, dass die Bieter drei Wochen vor Gebotstermin 

schon eine Genehmigung der Anlage vorlegen 

müssen, sei angesichts der kurzen Planungszeit seit 

Jahresanfang einer der Gründe für das Abflauen. Ende 

Juni habe der Bundestag dann beschlossen, dass für die 

erste Ausschreibung am 1. Dezember 2021 noch keine 

Genehmigung vorliegen muss. 

Zu Denis‘ Erstaunen kamen mehr Anfragen von mit dem 

EEG vertrauten Biogaserzeugern als von Stadtwerken. 

„Bei Stadtwerken muss erst die Finanzierung geklärt 

und dann oft ein Planungsbüro eingeschaltet werden. 

Das geht nicht so schnell“, wirft sein Kollege Berthold 

Keßler ein. Er meint, dass die Umstellung eines bestehenden 

Erdgas-BHKW von Dauerbetrieb auf maximal 

1.314 Volllaststunden mit Biomethan nicht so einfach 

sei, denn es fehle über weite Zeiträume die Wärmeerzeugung. 

Zurückliegende Monate 

ermöglichten Zugewinne 

in der Direktvermarktung 

„Durch die gestiegenen Börsenstrompreise 

waren mit dem 

richtigen Direktvermarkter in 

den vergangenen Monaten 

hohe Zugewinne möglich“, 

sagt Keßler. Auch wenn er die 

weitere Preisentwicklung nicht 

voraussehen könne, halte er 

das Konzept, ein BHKW mit 

Alexander Denis vom Ravensburger 

passendem Wärmekonzept abhängig 

vom Strommarkt zu be 

Unternehmen Energas BHKW GmbH. 

treiben, für zukunftsfähig. 

Julian Diederich bezeichnet 

es als „stromorientierte Fahrweise bei gesicherter Wärmeabnahme“: 

„Ein Wärmenetz, das erweitert werden 

soll; wo bereits ein Pufferspeicher da ist und nach einer 

zusätzlichen Wärmequelle gesucht wird, ist der ideale 

Einsatzfall für ein hochflexibles Biomethan-BHKW.“ 

Prinzipiell sei es volkswirtschaftlich sinnvoll, den Strom 

dann zu produzieren, wenn er auch gebraucht werde. 

Skeptisch bezüglich der Vorgaben in der Ausschreibung 

ist Rechtsanwalt Dr. Helmut Loibl: „Der Gesetzgeber 

zwingt Biomethananlagen zu Stillstandszeiten von 

mindestens 85 Prozent, unabhängig vom tatsächlichen 

Bedarf vor Ort und im Netz. Das finde ich nicht sinnvoll“, 

kritisiert der auf das Recht Erneuerbarer Energien 

spezialisierte Anwalt. Er hätte es besser gefunden, den 

Gasaufbereitungsbonus wieder einzuführen, um so das 

Biogaspotenzial für den Biomethanmarkt zugänglich zu 

machen. 

Loibl weist darauf hin, dass für die Biomethanausschreibung 

keine zwingende Wärmenutzung erforderlich 

sei; nicht mal ein Nachweis einer „hocheffizienten 

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PRAXIS 

„Nicht die stromgeführte, sondern 

die wärmegeführte Fahrweise wird 

sich durchsetzen“ 

Dr. Helmut Loibl 

Dr. Helmut Loibl, Rechtsanwalt in der Kanzlei 

Paluka Rechtsanwälte Loibl Specht PartmbB 

in Regensburg. 

KWK-Anlage“, wie das jetzt sogar für „normale“ Biogasanlagen 

in der Ausschreibung eingeführt worden 

sei. Er ist sich aber sicher – genauso wie die befragten 

Marktakteure –, dass die hochflexiblen Biomethan- 

BHKW nur in ausreichend großen Wärmesenken eingesetzt 

werden. Gleichwohl erkennt der Regensburger in 

der Stromorientierung der Ausschreibungsregeln „die 

Handschrift der Energieversorger“. „Nicht die stromgeführte, 

sondern die wärmegeführte Fahrweise wird sich 

durchsetzen“, glaubt Loibl. Um dies zu untermauern, 

schildert er ein fiktives Beispiel: Eine Wärmesenke mit 

Grundlastbedarf werde über das Satelliten-BHKW (300 

kW el 

) einer Biogasanlage abgefahren. In der Spitze werde 

im Winter über sechs Wochen eine Leistung von 450 

kW el 

benötigt. Ein 500-kW el 

-Biomethan-BHKW könne 

in diesen sechs Wochen die komplette Wärme liefern. 

Inklusive des Flexzuschlags könne das Biomethan- 

BHKW hier eine Vergütung von über 24 Cent pro kWh 

erhalten. Hinzu kämen die Wärmeeinnahmen und: Die 

Flexprämie für das Satelliten-BHKW steige, weil es 

letztlich über eine Million kWh weniger produziere. 

Um unter den 1.314 Volllaststunden zu bleiben, ist es 

natürlich auch möglich, das BHKW von November bis 

März bis zu achteinhalb Stunden täglich oder das ganze 

Jahr über an 3,6 Stunden pro Tag zu betreiben. 

Loibl hat errechnet, dass ein 500-kW el 

-Biomethan- 

BHKW mit maximal 75 kW Bemessungsleistung (15 % 

von 500 kW) bei einem Zuschlag mit dem Höchstwert 

von 19 Cent/kWh inklusive Flexzuschlag im Durchschnitt 

23,95 Cent/kWh erhalten kann. Nach wie vor 

sei aber auch eine Teilnahme an der normalen Biomasseausschreibung 

möglich: Zu beachten sei, dass die 

Bemessungsleistung hier auf 45 % begrenzt und der 

Flexzuschlag an eine Mindestlaufzeit von 4.000 Viertelstunden 

mit 85 Prozent der installierten Leistung 

gekoppelt sei. 

Ein Zuckerl sei hier der Kleinanlagen-Bonus für bezuschlagte 

Anlagen unter 500 kW inst. 

: Sie bekommen 0,5 

Cent/kWh zum Gebotswert obendrauf. Ein 500er-Biomethan-BHKW 

mit 225 kW Bem. 

bei 16,40 Cent Maximalgebot 

könne so im Schnitt 18,55 Cent/kWh erlösen. 

„Biogasanlagen und Biomethan-BHKW über 150 kW 

müssen zwingend an einem Ausschreibungsverfahren 

teilnehmen“, weist der Fachanwalt hin. Für kleinere 

Anlagen bleibe die EEG-Festvergütung von nur 12,8 

Cent/kWh. 

83

PRAXIS 


Abbildung 2: Durchschnittliche Einkaufspreise für Biomethan 2021, lang 

Abbildung 3: Durchschnittliche Einkaufspreise Biomethan 2021, Spot 

Quelle: dena 

Klagen und Zweifel bei Verbänden 

Kritik an den neuen Ausschreibungsregeln übt auch 

Sandra Rostek, Leiterin des Bioenergie-Hauptstadtbüros. 

„Wir begrüßen die Biomethanausschreibungen 

zwar grundsätzlich, halten allerdings die Rahmenbedingungen 

für zu restriktiv. 2.500 Jahres-Volllaststunden 

wären angemessen. Außerdem werden hochflexible 

regenerative BHKW unserer Ansicht nach auch im 

Norden benötigt. Die Begrenzung auf Süd-BHKW ab 

2022 macht daher keinen Sinn.“ 

Auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft 

BDEW bewertet die Anpassungen bei den 

Biomasse- und die Biomethan-Ausschreibungen zwar 

positiv, bezweifelt aber, ob damit ein wirtschaftlicher 

Anlagenbetrieb im gewünschten Umfang sichergestellt 

werden kann. Daher werde eine regelmäßige Evaluierung 

aller Biomasse-Rahmenbedingungen gefordert, 

um bei weiterhin unterzeichneten Ausschreibungen 

zeitnah reagieren zu können. Der Verband kommunaler 

Unternehmen VKU wollte ohne vorherige Umfrage 

unter Mitgliedsunternehmen keine Stellungnahme abgeben. 

„Wir sind gespannt“, äußern sich die Befragten 

fast unisono im Hinblick auf den bevorstehenden 

Termin am 1. Dezember. Keiner traut sich eine Einschätzung 

zu, wie stark die Ausschreibung nachgefragt 

werden wird. Julian Diederich wagt lediglich 

eine Teilprognose: „Ich vermute, dass 

viele Bieter ans Maximum gehen werden.“ 

Die Nachfrage nach Biomethan sei derzeit 

konstant hoch in allen Bereichen. 

Autor 

Christian Dany 


Gablonzer Str. 21 · 86807 Buchloe 

0 82 41/911 403 

01 60/97 900 831 

LNG wird Biomethan-Nachfrage 

verstärken 

Ein neuer Sektor seien Industriebetriebe, 

die Biomethan im Produktionsprozess einsetzen 

wollen, um ihren CO 2 

-Fußabdruck 

zu reduzieren. Im Kraftstoff-Bereich habe 

die Nachfrage deutlich angezogen und: 

„Wenn die LNG-Verflüssigungsanlagen 

kommen, wird sich das noch verstärken“. 

Änderungen der Rahmenbedingungen hätten 

bewirkt, dass das Preisniveau von Gülle- 

und Abfall-Biomethan das von NawaRo- 

Gas bereits überholt habe (siehe hierzu 

Grafiken der dena). 

In den vergangenen Jahren haben die Preise 

für NawaRo-Biomethan aufgrund der 

fehlenden Impulse aus dem EEG spürbar 

nachgegeben. Kurz- bis mittelfristig könnte 

eine steigende Nachfrage aus den Biomethanausschreibungen 

und dem Kraftstoff-Sektor 

das Biomethan-Preisniveau 

insgesamt ansteigen lassen. Ab Mitte der 

20er Jahre werden dann allerdings Biomethan-Mengen 

frei aus den ersten Anlagen, 

die aus der EEG-Vergütung fallen. 

„In den nächsten Jahren wird mehr Biomethan 

eingesetzt, um die CO 2 

-Emissionen 

in Fernwärmenetzen zu senken“, ist sich 

Alexander Denis sicher. Für Wärmenetze 

sei der Primärenergiefaktor individuell berechenbar. 

Mit Biomethan könne der Faktor 

in der bestehenden Infrastruktur substanziell 

gesenkt werden. 

christian.dany@web.de 

84


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85

PRAXIS 


Branchenzahlen 2020 und Prognose 2021 

Biogas wird immer flexibler 

Bei der diesjährigen Erhebung der Branchenzahlen für das Jahr 2020 und der Prognose 

für 2021 zeigte sich eine weitere Flexibilisierung bei den Bestandsanlagen sowie eine 

zunehmende Stagnation beim Neuanlagenbau. 


Die Erwartungen, die Branchenzahlenberechnung 

verstärkt auf Basis des Marktstammdatenregisters 

durchzuführen, wurden 

leider auch in diesem Jahr erheblich 

gedämpft, da einerseits die im Register 

hinterlegten Anlagendaten entweder häufig noch fehlerhaft 

sind (zum Beispiel Zahl der Stilllegungen) und 

andererseits nur schlecht auswertbar (Unterscheidung 

Biogaserzeugungsanlage und Biogasverwertungsanlage 

nicht eindeutig möglich) sind. 

Nach umfangreichen Auswertungen für das Jahr 

2020 ergeben sich folgende Veränderungen im Bestand: 

Die Anzahl der Biogasanlagen ist im vergangenen 

Jahr um 97 Anlagen auf 9.632 gestiegen 

(siehe Abbildung 1). Angemerkt werden muss hierzu 

aber, dass keine gesicherten Daten im Marktstammdatenregister 

zu den Stilllegungen im Bestand vorliegen, 

weshalb hier höchstwahrscheinlich mit eher 

noch höheren Stilllegungszahlen zu rechnen ist. 

Niedersachsen führt installierte Leistung an 

Wie in Abbildung 2 ersichtlich, erhöhte sich die installierte 

Leistung um 376 Megawatt (MW) auf 5.666 MW 

wobei davon zwei Drittel (3.793 MW) arbeitsrelevant 

und nicht überbaut sind. den wesentlicher Anteil des 

Leistungszubaus stellt somit die weitere Flexibilisierung 

bestehender Biogasanlagen dar. Die Verteilung 

der Biogasanlagen in den Ländern hat sich nicht 

Abbildung 1: Nettozubau neuer Biogasanlagen in Deutschland, 2009 bis 2021 (Neuanlagen abzüglich Stilllegungen) 

1.800 

1.600 

1.526 

1.400 

1.314 

Anlagenzubau pro Jahr 

1.200 

1.000 

800 

600 

400 

1.107 

454 

357 

200 

97 

150 

195 

122 113 91 97 60 

0 

© Fachverband Biogas e.V. 

Jahre 

86


PRAXIS 

Abbildung 2: Leistungszubau durch Biogasanlagen in Deutschland 

Anlagenzahl 

10.000 

9.500 

9.000 

8.500 

8.000 

7.500 

7.838 

Anzahl Biogasanlagen 

installierte elektrische Leistung inkl. Überbauung [MW] 

arbeitsrelevante elektr. Leistung [MW] 

8.292 

8.649 

3.637 

8.746 

3.905 

9.014 

4.018 

9.209 

4.237 

9.331 

4.550 

9.444 

4.953 

9.535 

5.288 

9.632 

5.666 

9.692 

5.787 

3.723 3.755 3.769 3.800 3.794 3.793 3.793 

3.352 

3.604 

3.720 

3.097 

7.000 

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Prognose 

2021 


Jahre 

8.000 

7.500 

7.000 

6.500 

6.000 

5.500 

5.000 

4.500 

4.000 

3.500 

3.000 

elektr. Leistung 

Branchenzahlen im Überblick 

Anlagenzahl 

(davon Biomethan-Einspeiseanlagen) 

2020* 

9.632 (235) 

in MW pro Jahr (ohne Stilllegung) 10 

Prognose 2021** 

9.692 (241) 

9 

Zubau el. Leistung durch Überbauung 

in MW pro Jahr (ohne Stilllegung) 

381 

124 

installierte elektr. Leistung in MW 

(inkl. der Stromeinspeisung durch Biomethan und Stilllegung) 5.666 

Brutto-Stromproduktion inTWh pro Jahr 

(ohne Überbauung) 

extern genutzte Wärmemenge in TWh pro Jahr 12,79 

theoretisch versorgte Haushalte mit der extern 

verfügbaren Biogaswärme in Mio. 

CO 2 -Einsparung durch Biogas 

in Mio. Tonnen 

33,23 

mit Biogas-Strom versorgte Haushalte in Mio. 9,49 

1,09 

20,1 

Umsatzvolumen in D in Mrd. Euro 9,7 

Arbeitsplätze 46.000 

5.787 

33,23 

9,49 

12,79 

1,09 

20,1 

9,0 

46.000 


* eigene Hochrechnung auf Basis von Daten der Länderbehörden /Marktstammdatenregister 

** auf Basis einer Expertenbefragung / Hochrechnung Marktstammdatenregister 

87

PRAXIS 


Abbildung 3: Anzahl Biogasanlagen in den Ländern 2020 Abbildung 4: Installierte elektrische Leistung in den Ländern 2020 

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SILO 

FERMENTER 

ENERGIE


PRAXIS 

wesentlich geändert. Nach wie vor stehen die meisten 

Biogasanlagen in Bayern mit 2.588 Anlagen gefolgt 

von Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen (siehe 

Abbildung 3). Bei der Leistung führt Niedersachsen 

das Ranking an mit 1.426 MW gefolgt von Bayern und 

Baden-Württemberg (siehe Abbildung 4). 

Die produzierte Brutto-Strommenge betrug in 2020 

33,23 Terawattstunden (TWh) und kann somit theoretisch 

9,49 Millionen Haushalte mit Strom beliefern. 

Die bereits außerhalb der Biogasanlagen genutzte Wärme 

kann umgerechnet 1,1 Millionen Haushalte mit 

Wärme versorgen. Insgesamt konnten somit 20 Millionen 

Tonnen CO 2 

eingespart und 46.000 Arbeitsplätze 

vornehmlich im ländlichen Raum gesichert werden 

(siehe Tabelle). 

Prognose 2021 

Verhaltener ist die Prognose für das laufende Jahr 

2021. Neben einer weiter sinkenden Zahl an neuen 

Biogasanlagen mit einem Nettozubau von 60 Anlagen 

wird höchstwahrscheinlich auch die Flexibilisierung im 

Anlagenbestand an Fahrt verlieren und nur bei rund 

124 MW liegen. Nach den Schätzungen des Fachverbandes 

Biogas werden somit Ende 2021 etwa 9.692 

Anlagen mit einer installierten Leistung von 5.787 

MW in Betrieb sein. Da sich kaum Veränderungen bei 

der arbeitsrelevanten Leistung ergeben werden, sind 

keine signifikanten Veränderungen bei der produzierten 

Strommenge (33,23 TWh), den vermiedenen CO 2 

- 

Emissionen (20,1 Mio. Tonnen) und den Arbeitsplätzen 

(46.000) zu erwarten. Die zunehmende Zurückhaltung 

bei der Flexibilisierung und dem Neuanlagenbau hat 

hauptsächlich zwei Ursachen. Einerseits fehlen in dem 

aktuell geltenden EEG angemessene Vergütungsmodelle, 

die auch den reellen gestiegenen Kosten der Anlagen 

gerecht werden, und andererseits sorgen die kaum 

mehr überschaubaren rechtlichen Anforderungen und 

Vorgaben für zunehmenden Frust bei den Anlagenbetreibern. 

Zur Aufhellung der Investitionsbereitschaft 

könnten aber die aktuellen Energiepreisentwicklungen 

sorgen, die insbesondere die Flexibilisierung der Biogasanlagen 

wieder interessanter machen. 

Autor 





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PRAXIS 


Von der Investruine 

zum Vorzeigeprojekt 

Friedrich Nollau, 

Balance Erneuerbare 

Energien GmbH, 

kaufmännischer 

Geschäftsführer. 

Wie kaum ein anderes Vorhaben verkörpert 

die Biogasanlage in Gordemitz die 

zurückliegende Krise und zugleich das 

wieder erwachte Selbstbewusstsein der 

Biogasbranche. 


Allein auf sein Navi sollte man sich bei der 

Fahrt zur Biogasanlage im nordsächsischen 

Gordemitz nicht verlassen. Ebenso 

wenig auf das Satellitenbild von Kartenanbietern 

im Internet, das eine verwaiste 

Baustelle mit unvollendeten Rohbauten zeigt. Befolgt 

man jedoch den Hinweis und biegt gleich hinter dem 

Sportflugplatz „Schwarzer Berg“ ab, taucht wenig später 

in einer Senke der imposante Komplex mit den fünf 

kuppelförmig überdachten Großbehältern 

und der silbern glänzenden 

Gasaufbereitungsanlage auf. Seit 

dem Frühjahr strömen hier stündlich 

bis zu 700 Normkubikmeter 

(Nm³) Biomethan ins Erdgasnetz. 

Das reicht für die Versorgung von 

etwa 4.000 Haushalten. 

Die Geschichte der Biogasanlage 

Gordemitz beginnt mit dem ersten 

Spatenstich im Herbst 2013. 

Bauherr ist das Unternehmen agri. 

capital, damals der nach eigenen 

Angaben „größte Biogaserzeuger 

Deutschlands“, Auftragnehmer die 

UTS Biogastechnik GmbH. Knapp 

ein Jahr später ist agri.capital insolvent. 

Der Bau wird gestoppt, das 

unvollendete Projekt Teil der Insolvenzmasse. Interessenten 

finden sich zunächst aber keine, denn mit dem 

EEG 2014 hatten sich die Rahmenbedingungen für die 

Biogaserzeugung deutlich verschlechtert. Über Jahre 

symbolisiert die Investruine vor den Toren Leipzigs die 

Krise der Branche. 

Erst 2018 erwarben zwei Biogas-Unternehmer aus 

Westfalen das Projekt. Sie planten, zunächst die bestehenden 

Genehmigungen zu verlängern, die Technik 

anzupassen und die Anlage auf Basis der vorhandenen 

Substanz weiterzubauen. Kurz vor dem Neustart entschieden 

die Investoren jedoch, das Vorhaben nicht 

selbst umzusetzen, sondern weiter zu veräußern. So 

ging der Rohbau im Januar 2020 in den Besitz der Balance 

Erneuerbare Energien GmbH, einer einhundertprozentigen 

Tochter des Gasunternehmens VNG. Das 

Unternehmen beschäftigt rund 110 Mitarbeiter*innen. 

BALANCE hat nach eigenen Angaben durch Zukäufe 

und Übernahmen die Anzahl seiner Anlagen auf nunmehr 

38 mit insgesamt 157 Megawatt Feuerungswärmeleistung 

gesteigert und gehört mit einem Marktanteil 

von 6 Prozent mittlerweile zu den führenden 

Biogasanlagenbetreibern in Deutschland. 

Projektkooperation zwischen UTS und 

Schmack 

Ab Mai 2020 kehrte nach siebenjähriger Unterbrechung 

wieder Leben auf der Baustelle ein. Um die 

Errichtung der Anlage gemäß dem geltenden Genehmigungsrecht 

abzuschließen, stellte Balance der UTS 

das Unternehmen Schmack als Generalunternehmer 

zur Seite. „Anfangs sah ich das skeptisch. Aber nach 

den ersten Kontakten wurde deutlich, welche Chance 

diese Konstellation für eine fristgerechte Realisierung 

des Projektes auf hohem technischen Niveau bietet“, 

berichtet UTS-Geschäftsführer Donato Cristaldi. 

FOTO: CARMEN RUDOLPH 

90


PRAXIS 

Die zwei Havelberger Feststoffdosierer für den Substratmix haben 

ein Fassungsvermögen von 120 m³ und 150 m³. 

Die regelmäßige Beschickung der vier Fermenter aus den Dosierern 

mit Substratmix geschieht über ein System von Förderbändern. 

Dazu habe vor allem beigetragen, dass sich das hochprofessionelle 

Team von Schmack Biogas, trotz großer 

Überzeugung in die eigenen Biogaskonzepte, offen für 

den bereits vorgeplanten UTS-Technologieansatz zeigte. 

Aus Widersachern wurden Verbündete, die nun ihre 

Kooperation weiter ausbauen wollen. Durch die Bündelung 

ihrer Kompetenz konnten sie das bereits mehrfach 

aufgegebene Projekt nach nur einem Jahr Bauzeit 

schließlich als Vorzeigeanlage abschließen und im Mai 

2021 offiziell an den Betreiber Balance übergeben. 

Dafür lieferte UTS die Kernkomponenten der Biogaserzeugungsanlage, 

insbesondere die Dosier-, Rühr- und 

Pumptechnik inklusive Steuerung. Schmack als Generalunternehmer 

verantwortete die Gastechnik mit 

Gasspeicher, Verdichter, Fackel und Heizkessel sowie 

die Leitungsverlegung, den Stahlbau und die Stromerschließung. 

Überdies koordinierten die Schwandorfer 

Biogasexperten die Peripheriegewerke wie Erdbau, Asphaltierung 

und Errichtung der Siloanlage. 

Entsprechend der Ursprungsgenehmigung unterliegt 

die Anlage, deren reibungslosen Betrieb vier Mitarbeiter 

im Zweischichtbetrieb und durch Nacht 

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Zertifizierte Berstscheiben schützen präzise und zuverlässig 

vor unzulässigen Über- und Unterdrücken 

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Betrieb von Biogasanlagen zu gewährleisten, 

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ab 5 mbar ü hergestellt – 

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oder auch als Schutz vor unzulässigen 

Über und Unterdrücken. 

Permanenter schutz rund um die Uhr: 

Sie sind auf einen Ansprechdruck unterhalb 

des Designdrucks der Anlagen 

eingestellt und reagieren gezielt auf 

die Druckdifferenz. Bei Erreichen des 

eingestellten Druckes geben sie die Entlastungsfläche 

zuverlässig frei. Einmal 

eingestellt, lassen sich diese Ansprechdrücke 

nicht mehr verändern. 

Zertifizierte sicherheit: 

Prüfzeugnisse belegen die 

hohe Präzision der Berstscheiben, 

die selbst Biogasanlagen 

mit Foliendächern verlässlich 

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Anlagen sind Berstscheiben 

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91

PRAXIS 


Die zwei Vor- und die zwei Hauptfermenter werden abwechselnd mit Feststoffen gefüttert 

Die Vorentschwefelung 

des Biogases erfolgt 

durch die Zugabe von 

Eisen-II-Chlorid in die 

Fermenter, hier der 

Vorratstank für die 

Dosierer. 

Falko Schneider und 

drei weitere Mitarbeiter 

überwachen 

und steuern die neue 

Biogasanlage des 

Betreibers Balance in 

Gordemitz. 

bereitschaft absichern, 

den Bestimmungen des 

EEG 2012 und damit 

dem sogenannten Maisdeckel, 

wonach eine Vergütung 

nur erfolgt, wenn 

der Anteil an Mais und 

Getreide im Kalenderjahr 

bei höchstens 60 Masseprozent 

liegt. Dies muss im Einsatzstofftagebuch dokumentiert 

werden. Die EEG-Laufzeit über 20 Jahre 

beginnt jedoch mit der Inbetriebnahme 2021. 

Grassilage soll Substratbasis vergrößern 

Wie in der ursprünglichen Planung vorgesehen, besteht 

der Input aus Mais- und Ganzpflanzensilage (GPS) sowie 

Hühnertrockenkot (HTK). „In der Genehmigung ist 

auch Grassilage. Hier sind wir gerade dabei, entsprechende 

Quellen in der Region zu erschließen“, sagt 

Axel Schlobach. Der 40-Jährige ist als Assetmanager 

für diese und zehn weitere Biogasanlagen im Bereich 

Süd des Betreibers Balance zuständig. Insgesamt werden 

in Gordemitz bei Volllast jährlich etwa 50.000 

Tonnen Substrat verarbeitet. Die Hälfte davon ist Maissilage. 

Die anderen 50 Prozent bestehen in etwa zu 

gleichen Teilen aus GPS und HTK. Für die sichere Versorgung 

mit NawaRo sorgen langfristige Verträge mit 

sechs Agrarbetrieben in der Region auf Basis von Frei- 

Feld-Abnahme. Dabei kümmern sich die Landwirte um 

Anbau und Kulturführung. Sind die Pflanzen erntereif, 

erledigt ein von Balance beauftragtes Lohnunternehmen 

das Häckseln sowie den Transport und die Einlagerung 

des Erntegutes. 

Die beiden Kammern des Fahrsilos auf dem Betriebsgelände 

haben eine Kapazität von zusammen 18.000 

Tonnen. Hinzu kommt ein Außensilo, das der Betreiber 

in Kooperation mit einem Landwirt nutzt, sodass eine 

Bevorratung mit nahezu der gesamten Jahresmenge an 

pflanzlichen Einsatzstoffen gewährleistet ist. Den HTK 

liefert ein nur wenige Kilometer entfernter Legehennenbetrieb. 

Alle Komponenten der Prozesskette sind auf die maximale 

Erschließung des Gasbildungspotenzials durch 

eine lange Verweilzeit und optimale Durchmischung 

der eingesetzten Rohstoffe ausgerichtet. Ziel ist eine 

kontinuierliche Produktion von stündlich 1.400 m³ 

Biogas mit einem Methangehalt zwischen 53 und 55 

Prozent. Die Vergärung erfolgt daher in einem mehrstufigen 

Verfahren. Zur Verfügung stehen dafür zwei Vorfermenter 

mit einem Volumen von je 1.600 m³, zwei 

Hauptfermenter, die je 4.250 m³ fassen, ein weiterer 

Hauptfermenter mit einem Fassungsvermögen von 

3.000 m³ und ein Nachgärer, der bis zu 5.500 m³ aufnehmen 

kann. 

Über zwei Havelberger Feststoffdosierer, die Mitarbeiter 

am Vormittag und kurz vor Ende der zweiten 

Schicht befüllen, wird der feste Substratmix mittels 

Förderbändern und Stopfschnecken wechselweise in 

die Vorfermenter und die daneben liegenden größeren 

Hauptfermenter eingebracht. In die Vorfermen 

92


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93

PRAXIS 


Donato Cristaldi, Geschäftsführer der UTS Products GmbH: 

„Die vorhandene Planung von 2013/14 musste hinsichtlich 

der Schnittstellen, behördlichen Anforderungen und 

Technologien auf den aktuellen Stand angepasst werden. 

Trotz einiger Herausforderungen taten sich dadurch auch 

Chancen für Verbesserungen auf. So konnte die Anlage 

mit deutlich effizienterer PSM Rührtechnik ausgestattet 

werden – ein großer Vorteil für den Kunden im Hinblick auf 

Betriebskosten und CO 2 

-Footprint.“ 

FOTOS: PRIVAT 

Hendrik Wilcke, Vertriebsleiter, Schmack 

Biogas Service GmbH: „Das Projekt war auch 

aufgrund seiner langen Vorgeschichte sehr 

komplex und erforderte wegen des straffen 

Terminplans einen großen Kraftaufwand. Doch 

nachdem die Verantwortungsbereiche abgesteckt 

waren, konnten wir gemeinsam für den 

Kunden die beste Lösung erarbeiten“. 

ter gelangen vorzugsweise die schwerer 

verdaulichen Einsatzstoffe wie HTK und 

perspektivisch Grassilage. 

Betondecke auf Vorfermentern 

Diese Behälter, die bei der Beschickung in 

den jeweils zugeordneten Hauptfermenter 

absenken, sind mit Betondecken ausgestattet, 

um einen stabilen Gasdruck und 

geringe Wärmeverluste sicherzustellen. 

Sie arbeiten bei einer Temperatur von 47 

Grad Celsius. Das sind 2 bis 3 Grad mehr 

als in den anderen Reaktoren. Die benötigte 

Wärme liefert nicht wie ursprünglich vorgesehen 

ein BHKW, sondern ein Biogasheizkessel 

mit einer maximalen thermischen 

Leistung von 500 kW. 

Von den beiden Hauptfermentern führen 

die von drei Pumpenbauwerken mit Exzenterschneckenpumpen 

angetriebenen Stoffströme 

in den dritten Hauptfermenter und 

von dort in den Nachgärer. Durchmischt 

werden die Gärprodukte in den fünf Fermentern 

von insgesamt 14 energieeffizienten 

PSM-Rührwerken mit getriebelosem 

Direktantrieb und DMC-Steuerung. 

Das gesammte vergorene Material passiert 

zwei UTS-Separatoren. Für die separierten 

Feststoffe besteht die Möglichkeit einer 

Zwischenlagerung auf dem Betriebsgelände. 

Die flüssige Fraktion mit einem TS- 

Gehalt von 5 bis 6 Prozent geht entweder 

ins Gärproduktelager mit einer Kapazität 

von 5.500 m³ oder fließt zur Regulierung 

der Konsistenz im Gärsystem auf einen angestrebten 

TS-Wert von 12 Prozent zurück 

in die Fermenter. Die festen wie auch die 

faserarmen flüssigen Gärprodukte nehmen 

die kooperierenden Landwirte gern für die 

Pflanzenernährung ab, da anderer organischer 

Dünger in der Region mangels Tier 

haltender Betriebe nur begrenzt zur Verfügung 

steht. 

Die Anlage der Firma Schwelm 

bereitet das produzierte 

Biogas nach dem Prinzip der 

Druckwechseladsorption zu Biomethan 

auf. Die Gasaufbereitung 

übergibt stündlich 700 m³ 

Biomethan an die VNG-Tochter 

Ontras Gastransport GmbH. 

94


PRAXIS 

Gasreinigung mit Druckwechsel-Adsorption 

Das durch Zugabe von Eisen-II-Chlorid in die Fermenter 

vorentschwefelte Biogas gelangt in die von der Firma 

Schwelm errichtete Gasaufbereitungsanlage. Sie arbeitet 

nach dem Prinzip der Druckwechseladsorption, bei 

der das im Rohbiogas enthaltene CO 2 

in einem Medium 

gelöst und dadurch vom Methan getrennt wird. Durch 

Entspannung, ähnlich wie beim Öffnen einer Sprudelflasche, 

entweicht das CO 2 

aus der Flüssigkeit, die nun 

erneut aufnahmebereit ist. 

Statt dem bei dieser Technologie sonst üblicherweise 

eingesetzten Wasser fungiert bei der Aufbereitungsanlage 

eine Alkohollösung (Solvent) als Medium zum 

Auswaschen des CO 2 

. Dadurch können sich keine aus 

dem Gärprozess mitgerissenen biologischen Verunreinigungen 

in den Behältern der Kolonne festsetzen und 

der Wartungsaufwand ist gegenüber dem Verfahren mit 

Wasser geringer. Die in der Anlage stündlich aufbereiteten 

700 m³ Biomethan mit einem Methangehalt von 96 

Prozent übernimmt die VNG-Tochter Ontras Gastransport 

GmbH in ihr überregionales Fernleitungsnetz. 

Zufrieden mit der Umsetzung des Projekts „in time and 

budget“ und den Ergebnissen der ersten Monate nach 

der Inbetriebnahme zeigt sich Balance-Geschäftsführer 

Friedrich Nollau. „Bislang haben wir unser Portfolio in 

der Regel durch den Zukauf von Anlagen erweitert, die 

schon in Betrieb sind. Insofern stellt die Biogasanlage 

Gordemitz mit einer Bauinvestition 

im einstelligen Millionenbereich eine 

Besonderheit dar“, so der 48-Jährige. 

Wichtig sei ihm in jedem Fall, dass 

sich die Balance-Anlagen positiv 

in die Region einfügen. Das betreffe 

sowohl die Zusammenarbeit auf 

kommunaler Ebene als auch mit den 

Landwirten. „Nachdem es schon mal 

Forderungen nach einer Abwrackprämie 

für Biogasanlagen gab, wird 

die klimafreundliche Erzeugung von 

Strom, Gas oder Kraftstoff aus nachwachsenden 

Rohstoffen gegenwärtig 

als wichtiger Pfeiler im Energiemix 

wiederentdeckt. Das motiviert uns“, 

sagt Nollau. 

Autor 





03 43 45/26 90 40 



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95

PRAXIS 


Zertifizierung von Biogasanlagen 

Seit dem 1. Juli 2021 gilt die neue Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II). Sie enthält 

eine Nachhaltigkeitszertifizierung für Biomasse. Nicht nur, wenn die Biomasse für den 

Transportsektor erzeugt wird, die auf die Treibhausgasminderungsquote angerechnet 

werden soll, wie es bereits unter der RED I der Fall war. Die RED II erweitert den Geltungsbereich 

auf Anlagen zur Erzeugung von Strom, Wärme und Kälte in Kraftwerken mit einer 

Gesamtfeuerungswärmeleistung von 2 MW oder mehr verpflichtend. 

Von Berenika Lewicka 

Um zertifiziert zu werden, muss eine Anlage 

eine Dokumentenprüfung bestehen, 

Nachhaltigkeitskriterien erfüllen und 

angemessene Treibhausgaseinsparungen 

bei der Biokraftstoffproduktion erzielen. 

Um Anlagenbetreiber auf dem Weg zum Nachhaltigkeitszertifikat 

zu unterstützen, stellt der Fachverband 

Biogas in Kürze eine Arbeitshilfe für die Biogaszertifizierung 

und den gesamten Auditierungsprozess zur 

Verfügung. Wir haben bisher viele Fragen zu diesem 

Thema erhalten und haben die dazu relevanten Informationen 

in der Arbeitshilfe zusammengestellt. 

Die Arbeitshilfe besteht aus zehn Kapiteln, in denen 

Sie allgemeine Informationen über den Auditierungsprozess, 

die Erläuterung der gesetzlichen Grundlagen – 

sowohl der deutschen als auch der europäischen –, die 

Nachhaltigkeitskriterien, Hinweise zur Vorbereitung auf 

das Audit, die Erstellung einer eigenen Massenbilanz, 

Berechnungen der Treibhausgase und mehr finden. 

Selbsterklärung abgeben 

Der gesamte Vorbereitungsprozess beginnt mit der Zusendung 

der Selbsterklärungen der Lieferanten. Die 

Beispiele dafür haben wir unseren Mitgliedern zur Verfügung 

gestellt. Diese Erklärungen stellen sicher, dass 

die produzierte Biomasse die erforderlichen Nachhaltigkeitskriterien 

erfüllt. 

Sie beziehen sich u.a. auf den Schutz von Flächen, 

auf denen Pflanzen für die Biokraftstoffproduktion 

angebaut werden. Es geht darum, die Nutzung der 

Flächen, auf denen in der Vergangenheit Biomasse für 

die Biokraftstoffproduktion geerntet wurde, zu analysieren 

und ihre mögliche Umwandlung zu bestimmen. 

Die Abfälle und Rückstände, die nicht landwirtschaftlichen 

oder ähnlichen Ursprungs sind, sind immer nachhaltig, 

es sei denn, sie wurden nicht zweckgebunden 

erzeugt. 

Zur Vorbereitung auf die Zertifizierung müssen die 

von der Zertifizierungsstelle geforderten Unterlagen 

erstellt werden, zum Beispiel eine schriftliche Verpflichtung 

zur Einhaltung der Anforderungen des Zertifizierungssystems, 

alle Arten von Genehmigungen, 

Verträge mit Lieferanten und Kunden usw. Es ist auch 

notwendig, ein internes Audit durchzuführen und eine 

klare Beschreibung der Organisationsstruktur des Betriebs 

sowie eine klare Dokumentation der relevanten 

Verfahren und Prozesse vorzulegen. Nützlich sind auch 

Zertifikate wie Qualitätsmanagement, Umweltmanagement, 

Risikomanagement usw., die das Unternehmen 

bereits erworben hat. 

Massenbilanzen und THG-Einsparungen 

erstellen 

Andere Dokumente, die erstellt werden müssen und die 

für diejenigen, die ihr Biogas noch nicht zertifiziert haben, 

neu sein können, sind Massenbilanzen und gegebenenfalls 

der Nachweis einer ausreichend hohen THG- 

Einsparung. Ein Massenbilanzsystem enthält eine Reihe 

von Aufzeichnungen und Daten, die einen Überblick 

über die Mengen an Biomasse geben, die die Liefer- und 

Produktionskette vom Ursprungsort bis zum Endproduzenten 

von Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen 

oder Biomassekraftstoffen durchlaufen. 

Die Merkmale zur Erfüllung der Nachhaltigkeitskriterien 

müssen in der gesamten Lieferkette offengelegt 

werden, zusammen mit anderen Informationen, die für 

die Rückverfolgung erforderlich sind. Die Einsparung 

von Treibhausgasemissionen wird immer im Vergleich 

zu seinem fossilen Pendant (Diesel, Benzin, Strommix) 

berechnet. Dies gilt sowohl für Energieträger, die im 

Verkehr eingesetzt werden, als auch für solche, die zur 

Stromerzeugung verwendet werden. Beides wird auf 

den Seiten der Arbeitshilfe Schritt für Schritt erläutert. 

Wir haben außerdem vor, in dem Dokument ein Kapitel 

mit häufig gestellten Fragen aufzunehmen, die wir von 

unseren Mitgliedern erhalten haben, um sicherzustellen, 

dass keine dieser Fragen unbeantwortet bleibt. 

Autorin 

Berenika Lewicka 

Fachreferentin Nachhaltigkeitszertifizierung 


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PRAXIS 

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PRAXIS 


Anlage des Monats September: 

BRV Biologische Reststoff 

Verwertung GmbH 

Die BRV Biologische Reststoff Verwertung 

GmbH im baden-württembergischen 

Kißlegg wurde bereits 1995 in Betrieb 

genommen. In ihr werden überlagerte Lebensmittel 

und Speisereste vergoren. In 

vier Blockheizkraftwerken mit einer installierten elektrischen 

Leistung von zusammen 960 Kilowatt entstehen 

knapp 1,5 Millionen Kilowattstunden Strom pro 

Jahr. Die anfallende Wärme gelangt über ein Nahwärmenetz 

zu vier Häusern, einem Bürogebäude, einer 

Werkstatt und einer landwirtschaftlichen Halle. Die 

Gärreste werden mittels Dekanter, Belebung und Denitrifikation 

aufbereitet. Ein Teil des Biogases wird 

per Membrantechnologie zu Biomethan veredelt und 

von der Firmen-Fahrzeugflotte an der eigenen CNG- 

Tankstelle getankt – was pro Jahr zirka 260.000 Liter 

Diesel beziehungsweise 200 Tonnen CO 2 

einspart. 

Anlage des Monats Oktober: 

Agra GmbH Frohndorf 

Die Biogasanlage des Monats Oktober steht 

im thüringischen Sömmerda bei Erfurt. 

Mit einer installierten elektrischen Leistung 

von 400 Kilowatt erzeugt sie aus 

nachwachsenden Rohstoffen rund 3,5 

Millionen Kilowattstunden Strom pro Jahr, die über 

einen Direktvermarkter als Regelenergie eingespeist 

werden. Vergoren wird fast ausschließlich Gülle und 

Stalldung aus der hofeigenen ökologischen Milchproduktion. 

Die Wärme wird für die Beheizung und 

Warmwasserversorgung der Milchviehanlage sowie 

für das Verwaltungsgebäude und zwei Wohnungen 

verwendet. In der 2002 in Betrieb genommenen Anlage 

soll künftig das Biogas aufbereitet und über eine 

eigene Tankstelle als Kraftstoff vermarktet werden. 

Aktuell vermeidet die Biogasanlage knapp 2.000 

Tonnen CO 2 

. 

98


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Stroh zur Produktion von 

Kraftstoff 

Am Deutschen Biomasseforschungszentrum (DBFZ) in Leipzig läuft derzeit das Forschungsund 

Demonstrationsvorhaben „Pilotanlage Synthetisiertes Biogas – Bioressourcen und 

Wasserstoff zu Methan als Kraftstoff (Pilot-SBG)“. Das Vorhaben wird vom Bundesministerium 

für Verkehr und digitale Infrastruktur finanziert und hat zum Ziel, bislang ungenutzte 

biogene Rest- und Abfallstoffe aus dem ländlichen sowie urbanen Raum zu Biomethan als 

Kraftstoff umzusetzen. Dabei ist das übergeordnete Ziel, die Treibhausgasemissionen in 

schwer elektrifizierbaren Segmenten des Verkehrssektors, wie beispielsweise der Schifffahrt 

oder dem straßengebundenen Schwerlastverkehr, signifikant zu reduzieren. 

Von Maria Braune, Karin Naumann und Kati Görsch 

Die umfangreichen Planungen für die Pilotanlage 

im Technikumsmaßstab sind inzwischen 

abgeschlossen, sodass zeitnah mit 

der Errichtung am DBFZ begonnen werden 

kann. Nach Fertigstellung soll die Pilotanlage 

im Zuge mehrerer Versuchskampagnen kontinuierlich 

betrieben und wissenschaftlich begleitet werden. 

Ergänzend zu diesen technischen Aspekten analysiert 

das wissenschaftliche Team rund um die Projektleiterinnen 

Kati Görsch und Karin Naumann im Rahmen 

einer Standortanalyse die räumliche Verteilung geeigneter 

und ungenutzter Rohstoffe sowie weiterer Standortanforderungen. 

Für die Beispielregion Leipzig/Halle 

wurden die Akteursstrukturen sowie deren Handlungsspielräume 

besonders genau untersucht und ermittelt, 

welche Faktoren sich förderlich oder hemmend auf 

eine kommerzielle Umsetzung dieses fortschrittlichen 

Konzeptes auswirken können. Außerdem wird im Vorhaben 

geprüft, inwiefern bestehende Biogasanlagen in 

Deutschland für die Produktion von erneuerbarem LNG 

(Liquefied Natural Gas, flüssiges Methan) durch technische 

Erweiterungen nach der EEG-Phase weitergenutzt 

Abbildung 1: Das Forschungs- und Demonstrationsvorhaben Pilot-SBG 

© 

2021 DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH 

100


WISSENSCHAFT 

werden können. Im Zentrum einer Marktund 

Infrastrukturanalyse steht neben der 

Tank- und Fahrzeuginfrastruktur für LNG 

im Allgemeinen vor allem die Stellung von 

LNG aus erneuerbaren Quellen im Besonderen. 

Bezogen auf aktuelle und absehbare 

Rahmenbedingungen wie beispielsweise 

die Quote zur Treibhausgasvermeidung im 

Verkehr oder die CO 2 

-Bepreisung wird die 

Entwicklung des Marktwertes von erneuerbarem 

LNG abgeschätzt. 

Der Betrieb der Pilotanlage und deren 

technisch-ökonomisch-ökologische Bewertung 

im wirtschaftsrelevanten Maßstab 

sollen gemeinsam mit der Marktanalyse 

den Grundstein für die Installation von 

kommerziellen Anlagen legen (siehe Abbildung 

1). Das Vorhaben leistet damit 

einen wichtigen Beitrag zur Erschließung 

des nationalen Potenzials für nachhaltige 

und innovative Biokraftstoffe und damit 

zur Erreichung eines klimafreundlichen 

Verkehrs. Ziel der betrachteten Bereitstellungskonzepte 

ist die Produktion von 

erneuerbarem LNG, wobei die Pilotanlage 

aufgrund ihrer geringen Kapazität lediglich 

erneuerbares CNG (Compressed Natural 

Gas, komprimiertes Methan) als Kraftstoff 

zur Verfügung stellen wird. 

Kraftstoff Biomethan als Baustein 

der Klimawende im Verkehr 

Das im Klimaschutzplan der Bundesregierung 

verankerte Leitbild für treibhausgasneutrale 

Mobilität umfasst zahlreiche 

Maßnahmen zur Umsetzung des damit einhergehenden 

Innovationsprozesses. Maßgeblich 

für die Energiewende im Verkehr 

ist dabei neben der Elektrifizierung auch 

die Nutzung klimafreundlicher Kraftstoffe 

aus erneuerbaren Quellen. Die Nutzung von 

Biokraftstoffen ist bereits eine wesentliche 

Maßnahme zur Dekarbonisierung des Verkehrssektors. 

Durch deren Nutzung konnten 

im Jahr 2020 Emissionen von etwa 14 

Millionen Tonnen Kohlenstoffdioxid (CO 2 

)- 

Äquivalenten vermieden werden, was etwa 

5 Prozent (%) der Emissionen im Straßenverkehr 

entspricht. 

Eine zunehmend wichtige Option sind sogenannte 

fortschrittliche Biokraftstoffe, 

für deren Produktion biogene Rest- und 

Abfallstoffe verarbeitet werden. Die Vergärung 

dieser Stoffe zu Biogas stellt dabei 

eine vielversprechende Möglichkeit dar. 

Das Biomassepotenzial ist in Deutschland 

derzeit noch zu rund 40 % ungenutzt. 

Durch die Produktion und Aufbereitung 

des Biogases zu erneuerbarem CNG oder 

LNG für den Schwerlast- und Schiffsverkehr 

könnten diese noch ungenutzten Potenziale 

in Deutschland erschlossen und 

so ein signifikanter Anteil des Energiebedarfs 

im Verkehrssektor gedeckt werden. 

Die Emissionen im Verkehr könnten so um 

jährlich weitere 8 bis 20 Millionen Tonnen 

CO 2 

-Äquivalente reduziert werden. 

Einsatz biogener Reststoffe, 

Nebenprodukte und Abfälle 

Im Rahmen einer Potenzialanalyse wurden 

die in Deutschland verfügbaren und für die 

Produktion von Methan geeigneten biogenen 

Rest- und Abfallstoffe analysiert und 

bewertet. Die umfangreiche Datenbasis ist 

in der DBFZ-Ressourcendatenbank unter 

http://webapp.dbfz.de/resources öffentlich 

und kostenfrei verfügbar. 

Als vielversprechende Rohstoffbasis für 

das Vorhaben wurden Stroh und Rindergülle 

sowie Bioabfall und Grünschnitt 

identifiziert und hinsichtlich ihrer Mobilisierbarkeit 

und Optimierungsoptionen bei 

der stofflichen und energetischen Nutzung 

sowie bezüglich ihres Substitutionspotenzials 

im Verkehrssektor bewertet. Die 

landwirtschaftlichen Rohstoffe Rindergülle 

und Getreidestroh machen dabei das 

größte mobilisierbare Biomassepotenzial 

aus. Im Raum Mitteldeutschland gehört 

Sachsen-Anhalt zu den deutschlandweit 

stärksten Lieferregionen von Stroh 1 . 

In der Pilotanlage soll zur Vorbereitung 

kommerzieller Anlagen die gesamte Verarbeitungskette 

von den biogenen Rest- und 

Abfallstoffen bis zum Biomethan (erneuerbares 

CNG) dargestellt werden. Es sollen 

sowohl die agrarischen Nebenprodukte 

Stroh und Rindergülle als auch die urbanen 

Reststoffe Bio- und Grüngut regional 

bezogen und verarbeitet werden. 

Das Anlagenkonzept verbindet im Kern 

eine anaerobe Vergärung zu Biogas mit 

innovativen Vor- und Aufbereitungsprozessen 

(Abbildung 2). Bei der anaeroben 

Vergärung werden die Rohstoffe von Mikroorganismen 

in Methan und CO 2 

umgewandelt. 

Dafür stehen ein Rührkessel- und 

ein Pfropfenstromfermenter zur Verfügung. 

Um die Vergärbarkeit der Rohstoffe zu verbessern 

und damit die Gasausbeute im 

Prozess zu erhöhen, werden diese je nach 

Zusammensetzung vorbehandelt, zum 

Beispiel gehäckselt oder gemahlen. 

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WISSENSCHAFT 


Abbildung 2: Das Pilot-SBG-Anlagenkonzept zur Produktion von erneuerbarem CNG 

und anderen Wertprodukten 

© 

2021 DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH 

Schwer vergärbare Rohstoffe können zusätzlich bei erhöhten 

Temperaturen und Drücken (hydrothermal) vorbehandelt 

werden. Zur Erhöhung der Methanausbeute 

wird das im Biogas enthaltene CO 2 

mit extern zugeführtem 

Wasserstoff in einer katalytischen Methanisierung 

zusätzlich zu Methan umgewandelt. Dabei entsteht nahezu 

reines Methan, das den gesetzlichen Anforderungen 

für die Verwendung als Kraftstoff im Verkehrssektor 

(DIN EN 16723-2) entspricht. 

Kreislaufwirtschaft Rechnung tragen 

Nach der anaeroben Vergärung werden die Gärreste in 

Abhängigkeit vom Ausgangsmaterial in einer Separationskaskade 

weiterbehandelt. Ziel der Gärrestaufbereitung 

ist, alle in der Anlage anfallenden Nebenprodukte 

im Sinne der Kreislaufwirtschaft nach dem Zero-Waste- 

Ansatz zu verwerten und zudem das Produktportfolio 

der Anlage durch die Erzeugung zusätzlicher Produkte 

zu erweitern. So können je nach eingesetzter Biomasse 

aus den Gärresten hochwertige Nährstoffdünger (fest/ 

flüssig) oder Energieträger wie hydrothermal erzeugte 

Kohle gewonnen werden. Das Wasser soll weitestgehend 

im Prozess wiederverwendet oder als aufbereitetes, 

einleitfähiges Abwasser ausgespeist werden. 

Die Pilotanlage dient in erster Linie dem Erkenntnisgewinn 

beispielsweise hinsichtlich des Zusammen 

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WISSENSCHAFT 

spiels von Komponenten 

und Apparaten oder dem 

Einfluss von Prozessparametern 

auf dessen 

Stabilität und Ausbeute 

und hat daher eine 

Kapazität, die sinnvoll 

händelbar ist und für 

Forschung und Entwicklung 

eine ausreichende 

sowie kostentechnisch darstellbare 

Flexibilität mit sich 

bringt. Die Darstellung der gesamten 

Prozesskette in einer Anlage 

ist deutschlandweit in dieser Größenordnung 

einzigartig. Nach den erfolgreichen Betriebskampagnen 

wird die Anlage als Technologieplattform für 

Forschung und Entwicklung gleichermaßen Akteuren 

aus Wissenschaft und Wirtschaft zur Verfügung stehen 

und ist so gestaltet, dass flexibel unterschiedliche 

Technikmodule eingesetzt werden können. 

Biomethan für DBFZ-Fuhrpark 

Im Ergebnis entsteht Biomethan als Hauptprodukt, das 

in einer Tankanlage als erneuerbares CNG im DBFZ- 

Fuhrpark genutzt werden soll. Nach derzeitigem Planungsstand 

werden im Pilotbetrieb monatlich 0,2 bis 

1,2 Tonnen Rohstoffe verarbeitet und daraus zwei Pkw- 

Tankfüllungen erneuerbares CNG sowie die genannten 

Nebenprodukte bereitgestellt. 

Mithilfe der Pilotanlage soll eine lückenlose Demonstration 

der gesamten Prozesskette gewährleistet und 

die Mach- sowie Umsetzbarkeit des Gesamtkonzeptes 

belegt werden. Neben umfangreichen praktischen Untersuchungen 

im Versuchsbetrieb wird eine Bewertung 

anhand technisch-ökonomischer sowie ökologischer 

Veranstaltungshinweis 

Am 16. November findet im Rahmen einer hybriden 

Doppelveranstaltung gemeinsam mit dem Leipziger 

Biokraftstoff-Fachgespräch ein Workshop des Vorhabens 

Pilot-SBG statt. Ziel ist, gemeinsam mit Praxispartnern 

darüber zu diskutieren, mithilfe welcher Rahmenbedingungen 

und technologischer Optionen diese Anpassung 

etablierter Bereitstellungs- und Nutzungspfade für 

Biomethan gelingen kann. 

https://www.dbfz.de/veranstaltungen/leipzigerfachgespraeche/biokraftstofffachgespraech 

Ansprechpartnerin 

M. Sc. Maria Braune 

Wissenschaftliche Mitarbeiterin 

Bereich Bioraffinerien (BR) 

DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum 

gemeinnützige GmbH 

Torgauer Str 116 · 04347 Leipzig 

03 41/24 34-368 

maria.braune@dbfz.de 

www.dbfz.de 

Kenngrößen für eine mögliche 

Anlage im kommerziellen 

Maßstab durchgeführt. 

Weiterführende Links: 

https://www.dbfz.de/projektseiten/pilot-sbg 

https://www.unendlich-viel-energie.de/interviewkarin-naumann 

1 

Brosowski, A, Bill, R., Thrän, D. (2020) Temporal 

and Spatial Availability of Cereal Straw in Germany – 

Case Study: Biomethane for the Transport Sector. DOI 

10.21203/rs.3.rs-16344/v3 

103

INTERNATIONAL 


BELGIEN 

Erste Biogas-Hoftankstelle im Land 

Biomethananlagen verarbeiten überwiegend größere Biogasmengen ab 700 Normkubikmetern pro Stunde 

und speisen meist in das Gasnetz ein. Doch für netzferne Standorte auf landwirtschaftlichen Betrieben mit 

kleineren Gaserträgen lohnt sich, über ein System mit Hoftankstelle nachzudenken. Der belgische Landwirt 

Eric Jonkeau hat ein derartiges Projekt umgesetzt, um seinen Hof in den Ardennen so weit wie möglich nach 

dem Prinzip der Kreislaufwirtschaft zu betreiben. 

Von EUR ING Marie-Luise Schaller 

Brüssel 

Der Betrieb von Eric Jonkeau mit 

fast 1.000 Rindern verwertet 

in der Biogasanlage alles Vergärbare 

außer Energiepflanzen. 

Er versorgt so ein Blockheizkraftwerk 

(BHKW) mit Nahwärmenetz und 

parallel eine Mikro-Biogasaufbereitung mit 

Hoftankstelle. Damit betankt er eine breite 

Palette an eigenen Fahrzeugen. Dieses Vorreiterprojekt, 

das Energieautarkie und zirkuläre 

Wertschöpfung verknüpft, ist noch 

relativ einzigartig, aber zukunftsweisend. 

Taverneux, ein kleiner, beschaulicher Weiler, 

gehört zu Houffalize in der belgischen 

Provinz Luxemburg. Der Betrieb von Eric 

Jonkeau direkt am Ortsrand ist bemerkenswert: 

Einerseits, weil Ställe und Biogasanlage 

erstaunlich nah an der dörflichen 

Wohnbebauung liegen, so gut wie keine 

Geruchsimmissionen erzeugen und sich 

zudem harmonisch ins hügelige Landschaftsbild 

fügen. Andererseits, weil der 

Landwirt und seine Familie traditionelle 

Landwirtschaft und fortschrittliche Konzepte 

verknüpfen. 

Die Futterversorgung seiner Rinderherde 

(Zucht-, Milch- und Mastbetrieb) bestreitet 

er weitestgehend aus eigenen Quellen. Und 

strebt danach, auch bei der Energieversorgung 

autark zu sein. Dabei sei für ihn wie 

für andere belgische Betriebe der Einsatz 

von Energiepflanzen gänzlich ausgeschlossen, 

wie er gleich zu Beginn feststellt. 

Jonkeau erläutert seine Prinzipien: „Oft 

stoße ich mit meinen Ideen auf Skepsis, 

verfolge aber meine Ziele beharrlich und 

setze sie erfolgreich um. Es geht mir darum, 

die vorhandenen Ressourcen vernünftig 

zu nutzen, das halte ich für besser als 

biologische Landwirtschaft, einfach aus 

Klimaschutzgründen. Lange schon strebe 

ich danach, Biogas auch als Kraftstoff 

einzusetzen.“ Jonkeau hat nun einen Meilenstein 

realisiert. Seit Juni betreibt er als 

Erster in Belgien eine Biogasanlage mit 

Biogasaufbereitung und Tankstelle. 

Nach intensiven Recherchen auf Fachmessen 

und in Praxisgesprächen mit anderen 

Biogaslandwirten begann er 2016 mit konkreten 

Planungen für eine Biogasanlage mit 

BHKW. Da diese überwiegend Mist, Gülle 

und Ernterückstände sowie Reststoffe aus 

der Lebensmittelproduktion verarbeitet, 

habe er sich für eine robuste und flexible 

Anlage von Sauter entschieden. Charakteristisch 

für das Sauter-Anlagenkonzept ist, 

dass die Einsatzstoffe in flüssiger Form über 

ein Pumpen- und Düsensystem auf dem 

104


INTERNATIONAL 

„Oft stoße ich mit meinen 

Ideen auf Skepsis, verfolge 

aber meine Ziele beharrlich 

und setze sie erfolgreich um“ 

Eric Jonkeau 

Substrat im Fermenter verregnet werden. Es gibt keine 

Rührwerke, die Vergärung durchläuft die Gärzonen ohne 

mechanische Durchmischung. Oben wird mit aktiven 

Biomassepartikeln aufgefüllt, unten wird dann das nahezu 

ausgefaulte Substrat ausgetragen. 

FOTOS: MARIE-LUISE SCHALLER 

Mischen ohne Rührwerke 

Gesteuert wird die Vergärung über unterschiedliche 

Beregnungsintensitäten einzelner Bereiche. Mit dem 

Slogan „Beregnen statt Rühren“ wirbt Sauter für dieses 

Prinzip, bei dem Investitionen, Betrieb und Instandhaltung 

für die Rührwerke entfallen. Weil im Fermenter 

keine Einbauten sind, wird auch eine Schadensquelle 

vermieden, für deren eventuellen Ausbau der Behälter 

leergefahren werden müsste. 

Es entfällt zudem eine aufwändige Bunker- und Beschickungstechnik, 

da die festen Substrate über einen sehr 

einfachen Feststoffeintrag eingebracht werden. Dies 

ist ein Einschubschacht mit Gefälle in den Fermenter 

und Basis unterhalb des Substratniveaus, so dass das 

flüssige Substrat in entsprechendem Flüssigkeitspegel 

außen ansteht. In flexiblen Fütterungsabständen von 

bis zu drei Tagen wird Feststoffsubstrat eingebracht. 

Aus diesem Vorrat werden durch die Beregnung gelöste 

Stoffe (organische Säuren) im Fermenter verteilt. An 

der Eintragstelle bildet sich so eine Hydrolyse- und Versauerungszone 

aus. 

Jens Topa führt zusammen mit Eric Jonkeau durch die 

Anlage. Er war bis 2019 als Projektentwickler für 

Landwirt Eric Jonkeau 

(links) und Jens Topa, 

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INTERNATIONAL 


Jens Topa: „Bio-CNG- 

Hoftankstellen sind 

auch in Deutschland 

möglich.“ 

106


INTERNATIONAL 

Mobile CNG-Tankstelle in einem Anhänger untergebracht. 

Futtermischwagen mit CNG-Antrieb. 

Sauter tätig und betreute das Projekt in der Konzeptund 

Planungsphase. Mit seiner eigenen Firma, TOPA 

energie projekte biogas, verfolgt er heute insbesondere 

das Ziel, kleine und mittlere Aufbereitungsanlagen in 

Deutschland an bestehenden Biogasanlagen zu etablieren. 

Er stellt fest, dass die große Variabilität der 

Einsatzstoffe schon ein gewisses Know-how des Betreibers 

voraussetzt. Eric Jonkeau gibt sich hier durchaus 

zufrieden, denn es habe bisher im etwa zweijährigen 

Betrieb keine nennenswerten Ausfälle gegeben. Er lobt 

den niedrigen Eigenstromverbrauch der Anlage. Über 

das BHKW würden 5.900 Kilowattstunden (kWh) an 

elektrischer Energie täglich erzeugt und eingespeist. 

Ein Wärmetauscher heize die Gülle auf 40 Grad Celsius 

vor. Über das Nahwärmenetz könne er drei Haushalte 

und den Milchviehbetrieb versorgen, womit er jährlich 

30.000 Liter an Heizöl einspare. 

Fördergeld erleichterte Investition 

Das produzierte Biogas wird mit etwa 125 Kubikmetern 

pro Stunde in einem BHKW mit 254 kW elektrischer 

Leistung verstromt. In der Wallonie erhält man keine Einspeisevergütung, 

lediglich die Certificats Verts, Grüne 

Zertifikate, ein Fördersystem für die Unterstützung der 

Erneuerbaren Energien. Darüber hinaus wurde der Bau 

der Anlage noch durch das europäische FEADER-Programm 

gefördert, ein Fonds zur Stützung des ländlichen 

Raumes. Schon früh war angestrebt, weiteren Mehrwert 

mit der Erzeugung von Bio-CNG zu schaffen. 

Nach längerer Vorplanung und einer Prototypen-Phase 

mit einem anderen, verworfenen Anlagentyp konnte im 

Oktober 2020 mit dem Bau der Biogasaufbereitung und 

Hoftankstelle begonnen werden. Bereits nach acht Monaten 

wurde das Komplettsystem des niederländischen 

Unternehmens Bright Biomethane in Betrieb ge 

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INTERNATIONAL 


Bio-CNG-Fahrzeuge von 

Eric Jonkeau: öffentlichkeitswirksam 

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METHAVERNEUX-Logo. 

nommen. Die Aufbereitung arbeitet mit der Membrantechnologie 

und erzeugt bis zu 30 Kubikmeter Bio-CNG 

pro Stunde. Kompakt in zwei Containern untergebracht 

sind Vorreinigung nebst Druckstufe sowie die dreistufige 

Membranaufbereitung und der CNG-Kompressor. 

Ein Speichermodul mit mehreren Gasflaschen und die 

Zapfsäule komplettieren die einfache, aber vollautomatisch 

betriebene Kraftstoffanlage. 

Im ersten Container mit der Vorbehandlungsstufe wird 

dem Biogas durch Kondensation über ein Kühlsystem 

zunächst das Wasser entzogen. Anschließend werden 

dort mittels Aktivkohlefilter Schwefelwasserstoff und 

andere Verunreinigungen entfernt. Die Qualität des 

Biogases wird an mehreren Prozesspunkten überwacht. 

Hohe Methanausbeute durch Permeat gas- 

Rückführung 

Im zweiten Container mit der Aufbereitung wird das Gas 

auf den für die Membrananlage erforderlichen Druck 

von 12 bis 15 bar komprimiert. Anschließend wird in 

einem weiteren Kühlprozess letzte Feuchtigkeit entfernt. 

Nachdem es wieder erwärmt wurde, wird das Gas 

der dreistufigen Membrananlage zugeführt. Das patentierte 

Verfahren führt bei jeder Stufe das Permeatgas 

zurück und erzielt so eine hohe Methanausbeute von 

99,5 Prozent. Schließlich wird mit dem CNG-Kompressor 

der Druck auf 250 bar erhöht und das Gas in 

Flaschen zwischengespeichert, woran die Tankstelle 

angeschlossen ist. 

Jens Topa bemisst das gesamte Investitionsvolumen – 

einschließlich der umfangreichen Erdarbeiten – auf 

etwa 3,5 Millionen Euro. Der Anteil der Aufbereitung 

und Tankstelle liege bei etwa 20 Prozent. Er sieht die 

Vorteile der Bright-Biomethane-Systeme darin, dass es 

modulare, standardisierte Einheiten sind, für die Erfahrungswerte 

aus über neunjähriger Praxis vorlägen. 

Vor dem Transport auf die Baustelle werde zudem jede 

Anlage im werksseitigen Probebetrieb getestet, so könne 

die dreistufige Membrantechnik optimiert werden, 

um die hohe Methanausbeute von 99,5 Prozent zu erreichen. 

Futtermischwagen mit Gasantrieb 

angeschafft 

Konsequent entwickelt Eric Jonkeau Lösungen, um den 

produzierten Kraftstoff selbst zu verwerten. So hat er 

sich einen gasbetriebenen Futterwagen zugelegt und 

in der verworfenen Prototypen-Phase der Aufbereitung 

eine mobile Tankstelle in einem Hänger gebaut. Sein 

SUV ist ein aus den USA importiertes Toyota-Fahrzeug, 

das er auf CNG-Betrieb umgerüstet hat. Die Familie 

fährt einen weiteren Bio-CNG-betriebenen Audi. Große, 

vom Sohn entworfene Aufkleber weisen auf die Besonderheit 

hin. Jonkeau freut sich, dass er im Herbst auch 

einen Traktor von New Holland zur Erprobung bei der 

Maisernte erhält. 

Er blickt zuversichtlich in die Zukunft. Aufgrund verfahrenstechnischer 

Zusatzkapazitäten sei er in der 

Lage, die Biomethanproduktion zu verdoppeln, um 

grünes Erdgas auch ins Gasnetz einzuspeisen. Mit dem 

Transportnetzbetreiber Fluxys sei er bereits in Vertragsverhandlungen, 

deren Netz nur 400 Meter vom Hof 

entfernt verlaufe. 

Des Weiteren planten sein Sohn und er eine Tiny- 

House-Anlage für die Beherbergung von Touristen, 

und diese mit grüner (Ab-)Wärme zu versorgen. Zum 

Abschluss der Besichtigung resümiert Eric Jonkeau: 

„Ich höre nie auf, Dinge zu hinterfragen und neue 

Wege zu erschließen, um die Ressourcen bestmöglich 

und vernünftig zu nutzen. So verbessern wir uns kontinuierlich.“ 

Auf bodenständige Weise realisiert er so in 

seinem Betrieb ein Innovationsprinzip, das unter anderem 

in Kanban-Prozessen der Industrie angewandt 

wird und eine agile Methode für evolutionäres Change 

Management ist. 

Autorin 

EUR ING Marie-Luise Schaller 

Freie Journalistin 

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109

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WESTAFRIKA 

Biogasbranche braucht 

Entwicklungsschub 

Westafrika (WA) engagiert sich im Kampf gegen den Klimawandel, 

unter anderem durch die Förderung nachhaltiger Energieerzeugung. 

Für die WA-Länder ist der Zugang zu nachhaltiger Energie ein 

wichtiger Faktor für ihre Unabhängigkeit und ihre Wirtschaft. Die 

Erneuerbaren Energien werden zur Dekarbonisierung des Energiesektors 

beitragen, der lange Zeit von der Nutzung fossiler Brennstoffe 

dominiert wurde. 

Von Michel Peudré Digbeu 

Um die Nutzung der Erneuerbaren Energien 

zu unterstützen, haben die WA-Länder 

das ECOWAS Centre for Renewable Energy 

and Energy Efficiency (ECREEE) gegründet, 

das 2010 eingeweiht wurde. Ziel ist, 

den Zugang zu nachhaltiger Energie zu erleichtern und 

günstige Bedingungen für die Implementierung von Erneuerbare-Energien-Märkten 

zu schaffen. Unter diesen 

Energien entwickeln sich Solarenergie und Bioenergie 

dank der Verfügbarkeit entsprechender Ressourcen. 

Laut ECREEE werden die Anteile zur Solar- und Bioenergie 

in WA bis 2030 auf 26 Prozent beziehungsweise 

28 Prozent geschätzt. 

WA verfügt über eine große Biomasseressource (landwirtschaftliche 

Abfälle usw.), die für die Biogasproduktion 

geeignet ist. Diese Biomasse kann, wenn sie 

besser genutzt wird, die Hauptenergiequelle für 70 

bis 90 Prozent der Bevölkerung darstellen, insbesondere 

in ländlichen Gebieten, in denen der Zugang 

zu Energie schwierig ist. Die Industrie kann in den 

meisten WA-Ländern wie Togo, Burkina Faso und 

Côte d‘Ivoire ebenfalls profitieren. Zum Beispiel wird 

das Biomassepotenzial in Côte d‘Ivoire ab 2016 auf 

mehr als 6 Millionen Tonnen geschätzt, von denen 

nach Angaben des Ministeriums für Erdöl und Energie 

nur 5 Prozent valorisiert sind. Bis 2030 will Côte 

d‘Ivoire 500 Megawatt (MW) mit Biomasseanlagen 

installieren. 

Auf der einen Seite ist zwar genug Biomasse vorhanden, 

auf der anderen Seite fehlt es jedoch im Biogasbereich 

in den meisten Ländern an Know-how, um diese 

Energieform zu nutzen. Darüber hinaus mangelt es an 

Finanzmitteln und Investitionen, um Biogasanlagen zu 

errichten. Um nachhaltige Energie zu fördern, setzen 

Organisationen wie die Deutsche Gesellschaft für internationale 

Zusammenarbeit (GIZ) in WA verschiedene 

Entwicklungsprojekte um, die die Arbeit öffentlicher 

und privater Akteure ergänzen. 

Biogas-Marktpotenzial in WA 

Biogas ist eine nachhaltige Energiequelle, deren Nutzen 

den Verbrauch fossiler Brennstoffe in WA reduziert. 

Die Biogasproduktion wird durch die Verfügbarkeit organischer 

Biomasse erleichtert. Obwohl die Biogasnutzung 

viele Vorteile bietet, ist der Biogasmarkt in den 

meisten WA-Ländern noch gering und wenig bekannt. 

Um die Biogasnutzung bekannter zu machen, unterstützen 

und verstärken mehrere internationale und 

nationale Partner wie SNV oder die GIZ seit mehreren 

Jahren die Staaten bei der Entwicklung von Biogasprogrammen. 

So wurden zum Beispiel in Mali verschiedene Programme 

zur Förderung der heimischen Biogasproduktion 

gestartet. Dazu gehören: das von der GoodPlanet Foundation 

und der Agence Française de Développement 

kofinanzierte Projekt Biogaz Familial Mali. Es hat ermöglicht, 

dass zwischen Januar 2012 und März 2016 

in 108 Haushalten in den Kreisen Kita und Bougouni 

Biogasanlagen des indischen Deenbandhu-Modells errichtet 

werden konnten. Sie verfügten über Fermentervolumen 

von 4 Kubikmeter (m 3 ), 6 m 3 , 8 m 3 und 12 m 3 . 

Seit 2009 wurden in Burkina Faso dank des nationalen 

Biogasprogramms und der Unterstützung von SNV 

13.000 Biogasfermenter (10 m 3 , feste Kuppelfermenter) 

installiert, hauptsächlich bei Bauern. Dies hat 250 

Arbeitsplätze geschaffen. Ferner stehen dadurch 25 

Tonnen Biodünger zur Verfügung. Außerdem ersetzt 

Biogas das Brennholz zum Kochen. Das Fasobiogaz- 

Projekt, das seit 2012 von der Fasobiogaz-Anlage 

mit einer elektrischen Leistung von 275 kW initiiert 

wurde, erzeugt Strom, der aus der Methanisierung von 

Schlachtabfällen und anderen organischen Abfällen in 

das Netz eingespeist wird. 

Neben dem Fasobiogaz-Projekt basiert der Großteil der 

anaeroben Vergärungsprogramme auf der Errichtung 

heimischer Biogasfermenter, wobei Biogas in diesen 

Ländern direkt als Brennstoff verwendet wird. Neben 

FOTO: ADOBE STOCK_QUALITY STOCK ARTS 

110


INTERNATIONAL 

diesen Projekten sind viele private Unternehmen wie 

Theogaz, Bieco oder Agriforce entstanden, um den Sektor 

in der Region zu fördern. 

Lage und Marktpotenzial von Biogas 

in Côte d‘Ivoire 

1990 führten die GTZ (heute GIZ) und ANADER 

(Agence National d‘Appui au Développement Rural) 

die ersten Biogastests in Côte d‘Ivoire durch. Seitdem 

hat sich der Sektor durch verschiedene Maßnahmen 

und dank der Verfügbarkeit von Biomasse schrittweise 

entwickelt. Das Entwicklungsprogramm der Vereinten 

Nationen installierte 2013 fünf Biogasanlagen für 

Grundschulen in der nördlichen Region, um diese Art 

der Energieerzeugung in den Gemeinden bekannt zu 

machen. 

Auf industrieller Ebene produzieren Unternehmen wie 

PALMCI Biogas für den eigenen Energieverbrauch. Auf 

halbindustrieller Ebene gibt es auch einige Aktivitäten: 

So zum Beispiel die Errichtung von Pilotanlagen im Jahr 

2019 unter Shea-Produzenten in Korhogo durch FIRCA 

und unter weiblichen Maniokgrießproduzenten in Bouaké 

durch die französische NGO Nitidae. Gleichzeitig 

engagieren sich viele private Unternehmen (LONO CI – 

https://www.lonoci.com/Services und andere), obwohl 

ihre Produkte immer noch teuer sind, insbesondere für 

Menschen in ländlichen Gebieten. 

Auch heute unterstützt die deutsche Kooperation 

Initiativen zur Förderung des Biogassektors durch 

Programme wie das Projekt Wasser und Energie für 

Lebensmittel (WE4F). WE4F-Westafrika ist Teil der 

internationalen WE4F-Initiative, die von fünf Gebern, 

dem Bundesministerium für Zusammenarbeit und Entwicklung 

(BMZ), der Europäischen Union, dem Außenministerium 

des Königreichs der Niederlande, der Swedish 

International Development Cooperation Agency 

(SIDA) und der United States Agency for International 

Development (USAID), finanziert und umgesetzt wird. 

Dieses Projekt trägt zur Verbreitung und Förderung von 

Innovationen im Zusammenhang mit grünen Lebensmitteln 

und der Biogasproduktion bei. 

In diesem Zusammenhang konnte ein Partnerschaftsprojekt 

mit dem ivorischen Fruchtsaftproduzenten 

(Ananas, Mango, Passionsfrucht usw.) unterzeichnet 

werden. Africa Foodies produziert seit Dezember 

2018 in Abidjan. Die Produkte des Unternehmens 

werden in großen Supermärkten in Abidjan verkauft. 

Dieses Projekt zielt darauf ab, die Abfälle des Unternehmens 

zur Erzeugung von Biogas zu verwerten. Das 

Unternehmen erzeugt durchschnittlich eine Tonne Abfall 

(Peelings etc.) pro Woche und nutzt Energie aus 

dem Netz sowie Butangas zur Herstellung und Konservierung 

von Fruchtsäften, was erhebliche Kosten 

verursacht. Das Biogas wird in Zukunft aus ei 

Die Fruchtsaftproduktion von Africa 

Foodies in Abidjan wird künftig ihren 

Energiebedarf aus einer nachgelagerten 

Biogasanlage decken. 

111

INTERNATIONAL 


Vergärbare 

Fermentecibles Stoffe 45% 

Abgaswärmetauscher 

Typisches Abfallaufkommen in Abidjan (2018) 

13% 

Végétaux Pflanzen 

Autres Andere 

7% 

nem kontinuierlichen, röhrenförmigen, vorgefertigten, 

modularen und flexiblen Biogasfermenter erzeugt. Die 

Gesamtanlage besteht aus mehreren Komponenten, 

darunter einer Mühle und einer Gaspumpe. Die Produktionskapazität 

der Anlage wird auf 20 m 3 Gas pro 

Tag geschätzt (entspricht 10 Kilogramm Flüssiggas pro 

Tag). Künftig soll sie 40 Tonnen Abfall pro Jahr verarbeiten. 

Die ausgewählte Anlagentechnik wird von der ivorischen 

Firma SIVEBIO (Société Ivoirienne de Valorisation 

Energétique de la Biomasse), einem Partner der 

kolumbianischen Firma sistema.bio, Entwickler der 

Technologie, installiert. Nach der Produktion werden 

40 Prozent des Biogases als Brennstoff für die Pasteurisierung 

der Fruchtsäfte verwendet. Die restlichen 

60 Prozent werden in Strom umgewandelt, um unter 

anderem den Kühlraum mit Strom zu versorgen. Der 

Gärdünger wird später den Partnerbauern von Africa 

Foodies zur Verfügung gestellt. 

Africa Foodies kann dank der Biogasanlage seine Produktion 

optimieren und seine Kosten sowie seinen 

Energieverbrauch senken. Das 

Leuchtturmprojekt wird es der 

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15% 

2% 

3% 

9% 

Privatsektor und internationalen Organisationen und 

Feinanteile, Inertes: fines, Kiesel- cailloux, 

NGOs hat die ivorische Regierung versucht, den Sektor 

steine, verreGlas 

durch die Verabschiedung von Gesetzen zu regulieren, 

aber dies muss vor Ort noch geschehen. 

Métaux Metalle 

Textilien Textiles 

Plastik Plastiques 

Papier Papier und et Karton cartons 

Quelle: Weltbank (2018). 

GIZ ermöglichen, durch verschiedene 

Aktionen zur Förderung 

des Biogassektors in Côte 

d‘Ivoire beizutragen, wie zum 

Beispiel durch die Organisation 

von Demoveranstaltungen 

auf dem Africa-Foodies-Gelände 

für andere Fruchtsaftproduzenten 

und -partner oder 

durch die Teilnahme an Messen 

und Workshops, um die 

Ergebnisse des Projekts zu 

präsentieren. Abgesehen vom 

Chancen, Herausforderungen und 

Empfehlungen für die Biogasbranche 

Die Entwicklung des Biogassektors in Westafrika kann 

dazu beitragen, die Auswirkungen des Klimawandels 

zu reduzieren, Arbeitsplätze zu schaffen, Armut zu verringern, 

die landwirtschaftliche Produktion zu steigern 

und den Zugang zu sauberer Kochenergie oder Elektrizität 

zu verbessern. Trotz der vielen Chancen bringt 

der Biogassektor auch einige Herausforderungen und 

Einschränkungen mit sich. Es fehlt an Finanzmitteln 

für den Ausbau und die Entwicklung des Biogassektors 

sowie an Zugang zu wirtschaftlichen Anreizen für 

Biogasunternehmen. Auf rechtlicher Ebene ist die 

Entwicklung des Biogassektors in einigen Ländern wie 

Côte d‘Ivoire noch nicht formalisiert, insbesondere aufgrund 

fehlender offizieller Vorschriften. 

Um den Biogassektor bestmöglich zu entwickeln und 

den Herausforderungen und Zwängen zu begegnen, 

sollten bestimmte Maßnahmen ergriffen werden. Erstens: 

die Schaffung eines günstigen Umfelds für Investitionen 

des Privatsektors und nachhaltige Marktbedingungen 

für die Entwicklung des Biogassektors. 

Sie sind von wesentlicher Bedeutung. Zweitens: Auf 

finanzieller Ebene sollte die Entwicklung innovativer 

Finanzprodukte gefördert und sollten Steuerbefreiungen 

gewährt werden, mit Subventionen oder Erleichterungen 

für den Sektor. Drittens: Auf rechtlicher Ebene 

ist die Schaffung eines formalen Rechtsrahmens von 

entscheidender Bedeutung. Schließlich könnten Demonstrationstage, 

die die Biogasproduktion erläutern, 

organisiert werden, 

Fazit: Der Biogassektor ist in WA noch lange nicht entwickelt. 

Während in manchen WA-Ländern die Biogasbranche 

darauf wartet, durchzustarten, haben andere 

Regionen bereits erhebliche Anstrengungen unternommen, 

diese Art der Energieerzeugung zu etablieren. Mit 

der Umsetzung der empfohlenen Maßnahmen, der Unterstützung 

verschiedener technischer und finanzieller 

Partner wie der GIZ und dem politischen Willen werden 

die Erneuerbaren Energien, insbesondere Biogas, in 

WA florieren. 

Autor 

Michel Peudré Digbeu 

Technical Advisor for the global 

Water and Energy for Food Initiative (WE4F) 

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Aus der 

Verbandsarbeit 

BERICHT AUS DER GESCHÄFTSSTELLE 

„Knebelfristen“ bei der 

Umsetzung der Nachhaltigkeitsverordnung 

Alle Blicke waren in den vergangenen Wochen und Monaten auf den 

Bundestagswahlkampf und die Sondierungs- beziehungsweise Koalitionsgespräche 

gerichtet. 

Von Dr. Stefan Rauh und Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 

Das Referat Politik/Hauptstadtbüro 

Bioenergie hat 

die heiße Phase des Bundestagswahlkampf 

und die 

sich anschließenden Sondierungsgespräche 

intensiv begleitet. 

Die Bioenergieverbände haben dazu ein 

Papier mit eigenen Vorschlägen für die 

künftige Bundesregierung veröffentlicht, 

das nun an ausgewählten Terminen mit 

den einschlägigen Fachpolitikern diskutiert 

wird. Ziel: Positive Botschaften 

zu Biogas auch im Koalitionsvertrag der 

nächsten Bundesregierung zu verankern. 

Hierzu arbeitet der Fachverband auf allen 

Ebenen, im Dachverband sowie in 

den einzelnen Landesstrukturen. Im „Tagesgeschäft“ 

geht es neben der großen 

Politik der Zukunft leider auch weiterhin 

um viele Hürden und Hemmnisse der 

Gegenwart: von den Fallstricken im EEG 

2021 bis hin zu den Unsicherheiten und 

Knebelfristen in der Nachhaltigkeitsverordnung. 

Nachhaltigkeitsverordnungen 

zur Notifizierung in Brüssel 

Die Nachhaltigkeitsverordnungen (BioSt- 

Nach für den KWK-Bereich; BioKraft- 

NachV für den Kraftstoffbereich) befinden 

sich nach wie vor in Brüssel bei der 

EU zur Notifizierung. Das heißt, es wird 

geprüft, ob der Entwurf der Bundesregierung 

den Vorgaben der EU-Richtlinie 

(RED II) entspricht. Dieser Prüfvorgang 

dauert bis zum 11. November. Sollte das 

Ergebnis positiv sein – wovon auszugehen 

ist – ist mit einem zügigen Inkrafttreten in 

unveränderter Form zu rechnen. Die Umsetzungsfristen 

sind aus Sicht der Bioenergiebranche 

viel zu kurz, weswegen 

die zuständigen Ministerien hinsichtlich 

einer praxisgerechten Umsetzung nochmals 

angeschrieben wurden. 

Im Mitgliederservice erreichen die Geschäftsstelle 

zahlreiche Fragen, die in 

einer FAQ-Liste gesammelt werden. Anfang 

November findet ein Austausch mit 

den Zertifizierungssystemen statt. Dabei 

soll die FAQ-Liste besprochen werden, so 

dass in der Zertifizierungspraxis ein roter 

Faden entsteht. Nach dem Gespräch wird 

die FAQ-Liste veröffentlicht und werden 

Online-Seminare angeboten. Mit diesem 

Vorgehen soll vermieden werden, dass Informationen 

weitergegeben werden, die 

dann so nicht von den Systemen getragen 

werden. 

114


Engagiert. Aktiv. Vor Ort. Und in Berlin: Der Fachverband Biogas e.V. 

Wahlen in den Regionalgruppen 

Dieses Jahr ist nicht nur Bundestagswahljahr, 

sondern auch wieder die Wahl der ehrenamtlichen 

Regionalgruppenvertreter des Fachverbandes. 

Die ersten Ergebnisse der Wahlen aus den Regionalgruppen 

Thüringen, Sachsen, Oberpfalz, Niederbayern, 

Mittelfranken und Ober/Unterfranken 

liegen nun vor. Die noch offenen Posten der weiteren 

Regionalgruppen werden bis Ende November 

offiziell besetzt und bekanntgegeben werden. 

RG Thüringen: RG-Sprecher: Lukas Rohm. Betreibersprecher: 

Thomas Balling. 

RG Sachsen: RG-Sprecher: Holger Kübler. Betreibersprecher: 

Arne Phillipp. Stellvertreter: Alfons 

Himmelstoß, Martin Maslaton, Frank Vetterlein, 

Frank Terpitz. 

RG Oberpfalz: RG-Sprecher: Markus Bäuml. 

Betreibersprecher: Josef Hammer. Stellvertreter: 

Leo Rösel, Jakob Bauer. 

RG Niederbayern: RG-Sprecher: Franz Winkler. 

Betreibersprecher: Sebastian Altmann. Stellvertreter: 

Robert Wagner, Ludwig Scheugenpflug. 

RG Ober/Unterfranken: RG-Sprecher: Andreas 

Popp. Betreibersprecher: Alfred Bauer. Stellvertreter: 

Dietmar Greulich, Bernd Neupert. 

RG Mittelfranken: RG-Sprecher: Peter Hecht. 

Betreibersprecher: Werner Rück. Stellvertreter: 

Christian Endreß, Monika Volkert, Thorsten Sturm, 

Michael Schneider. 

Wir freuen uns, dass sich wieder viele altbewährte 

Gesichter bereiterklärt haben, den Fachverband 

mit ihrer Expertise und ihrem Engagement zu unterstützen. 

Natürlich sind wir auch begeistert, dass 

sich einige neue Kandidaten engagieren möchten. 

Wir gratulieren den gewählten Kandidat*innen und 

freuen uns auf eine gemeinsame Zeit, in der wir für 

verlässliche Rahmenbedingungen, neue Anreize 

und weniger kostenintensive Auflagen kämpfen 

werden. Ein starker Verband zeichnet sich durch 

sein starkes Ehrenamt aus! 

Kleine Novelle der 

Bioabfallverordnung 

Ende September wurde die kleine Novelle 

der Bioabfallverordnung im Bundeskabinett 

beschlossen. Darin wurden nun Punkte 

angenommen, die auch an wesentlichen 

Forderungen der Stellungnahme des Fachverbandes 

angelehnt sind. Insbesondere 

ist hier der Bezug des Kontrollwertes auf 

Gesamtkunststoffe von 0,5 Prozent (%) 

Trockenmasse (TM) >2 Milimeter (mm) bei 

flüssigen, 0,5% Frischmasse (FM) >20 mm 

bei festen und 1,0% (FM) >2 mm bei festen 

Bioabfällen aus der Sammlung von privaten 

Haushalten sowie eine Rückweisungsmöglichkeit 

bei >3 % (FM) zu nennen. 

Wenn das Notifizierungsverfahren Mitte 

Dezember beendet ist, muss der Bundesrat 

dem Verordnungsentwurf noch zustimmen. 

Mit einer endgültigen Beschlussfassung 

und Veröffentlichung ist im Frühjahr 2022 

zu rechnen. Zwölf Monate nach Verkündung 

treten dann die Änderungen der novellierten 

Verordnung in Kraft. Der neu eingeführte 

Paragraf (§) 2a zu den Regelungen des 

Kontrollwertes und der Rückweisungsmöglichkeit 

tritt erst nach 36 Monaten in Kraft. 

Projektworkshop „ZertGas“ 

Bereits im Oktober fand im Rahmen des 

Projekts „ZertGas“ ein zweiter Workshop 

zur Nachhaltigkeitszertifizierung im Kontext 

der Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

(RED II) statt. Der Workshop diente einerseits 

dazu, über das Projekt zu informieren. 

Andererseits wurden Ergebnisse aus 

dem Projekt vorgestellt und mit den Workshopteilnehmern 

diskutiert. Es wurde dabei 

klar, welch große Herausforderung die 

Erweiterung der Nachhaltigkeitsanforderungen 

auf den Strom- und Wärmebereich 

für die Biogasbranche darstellt. 

Erneut nachteilige Perspektiven 

im Netzentwicklungsplan 

Im Oktober hat das Referat Stromnetze 

und Systemdienstleistungen erneut eine 

Stellungnahme zum Netzentwicklungsplan 

abgegeben. Deutlicher Kritikpunkt 

war erneut, dass die Rolle der Bioenergie 

von den Übertragungsnetzbetreibern nicht 

anerkannt wird. Insbesondere bei den Ergebnissen 

der Strommarktdesignstudie 

des Bundesverbandes Erneuerbare Energie 

(BEE) e.V. hat sich gezeigt, dass der Bioenergie 

auch in Zukunft eine wichtige Rolle 

im Strommarkt zukommen muss. Dies 

haben wir zum Anlass genommen, sowohl 

Bundesnetzagentur als auch Übertragungsnetzbetreiber 

aufzufordern, die Bioenergie 

im Netzentwicklungsplan angemessen zu 

berücksichtigen. 

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern: 

Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter. 

Kontrollen zum Düngerecht 

Nach wie vor werden in mehreren Bundesländern 

Kontrollen hinsichtlich düngerechtlicher 

Anforderungen vorgenommen. 

Maßgebliche Schwierigkeiten entstehen 

hauptsächlich durch die Abweichungen 

der Nährstoffgehalte auf Betriebsebene, 

die nicht über hinterlegte Standardwerte 

abgebildet werden können. Je nachdem, ob 

die zuständigen Vollzugsbehörden Berechnungsprogramme 

zur Verfügung stellen, 

sollten diese Programme bereits im Vorfeld 

einer Kontrolle genutzt werden, so dass ermittelten 

Unstimmigkeiten auch unterjährig 

nachgegangen werden kann. Die Service 

GmbH des Fachverbandes bietet in 

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich. Biogas kann‘s! 

115

VERBAND 


diesem Zusammenhang weiterhin Webseminare mit 

Vertretern der zuständigen Behörden an, um Antworten 

zu aktuellen Fragen auf direktem Weg bekommen zu 

können. 

Service GmbH startet Düngeberatungen 

Nach erfolgreich durchgeführten Testberatungen bietet 

die Fachverband Biogas Service GmbH jetzt modular 

aufgebaute Düngeberatungen für Mitglieder des Verbandes 

an. Dabei werden alle für den Biogasbereich 

wichtigen Gesetzestexte und Regelwerke wie Düngegesetz, 

Stoffstrombilanzverordnung, Wirtschaftsdüngerverbringungsverordnung 

etc. ausführlich besprochen 

und der Betreiber erhält so eine fachlich fundierte 

Beratung, welche genau auf die Bedürfnisse der Biogasbranche 

zugeschnitten ist (siehe auch Artikel auf 

Seite 26). 

Weiterhin hat unsere Düngeberaterin Sophia Heinze 

das Anerkennungsverfahren als Qualitätsbetreuerin in 

der Bundesgütegemeinschaft Kompost e.V. erfolgreich 

durchlaufen. Damit wird sie zukünftig einen Teil der 

Anlagen in der Gütegemeinschaft Gärprodukte e.V. in 

der RAL-Gütesicherung unterstützen. Diese Zusatzdienstleistung 

kann ideal mit den Düngeberatungen 

verknüpft werden, so dass Frau Heinze auf ein umfangreiches 

Wissen im Düngebereich zugreifen kann. 

Nähere Informationen können der Verbandshomepage 

entnommen werden. 

Fast 170 Aussteller auf der BIOGAS- 

Fachmesse in Nürnberg 

Im Referat Veranstaltungen laufen seit Anfang September 

die Vorbereitungen für die BIOGAS Convention Digital 

vom 22. bis 26. November und die BIOGAS Trade 

Fair Live in Nürnberg vom 7. bis 9. Dezember auf Hochtouren. 

Für die BIOGAS Convention Digital können Sie 

sich noch in den nächsten vier Wochen anmelden, 

gerechnet wird mit etwa 350 Teilnehmer*innen. Auf 

der Fachmesse in Nürnberg präsentieren sich fast 170 

Unternehmen mit ihren Angeboten und Innovationen. 

Darüber hinaus organisierte und betreute das Referat 

im September und Oktober einige Web-Seminare, unter 

anderem den 11. Erfahrungsaustausch für Sachverständige 

nach §29b BImSchG (siehe Artikel auf Seite 

126), den 15. Erfahrungsaustausch „Umweltgutachter 

im EEG“ und den Workshop „Nachhaltigkeitszertifizierung 

und THG-Bilanzierung nach RED II bei Biogasanlagen“. 

Für die Service GmbH wurden die Web-Seminare 

„Rechtliche Fallstricke beim Austausch von BHKW“ 

und „Netzanschluss von BHWK – Rechtliche Rahmenbedingungen 

und Stolpersteine“ durchgeführt. Auch 

2022 beschäftigt die Veranstaltungsplaner bereits: 

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116


VERBAND 

Die Vorbereitungen für die DLG-Feldtage, den Gemeinschaftsstand 

auf der IFAT, den Abfallvergärungstag und 

30 Jahre Fachverband Biogas sind bereits angelaufen. 

15. Erfahrungsaustausch 

„Umweltgutachter im EEG“ 

In guter Tradition fand Ende September der Erfahrungsaustausch 

der EEG-Umweltgutachter statt. Die 15. 

Auflage wurde wie im letzten Jahr auch schon in digitaler 

Form abgehalten. Die Teilnehmer hatten diesmal die 

Möglichkeit, in digitalen Diskussionsräumen mit den 

Referent*innen und anderen Umweltgutachter*innen 

zu diskutieren. Dieses zusätzliche Angebot wurde sehr 

gut angenommen. 

Den Schwerpunkt der Veranstaltung bildete wie üblich 

der Bericht zur Regelaufsicht durch Marc Hoffmann 

von der Umweltgutachteraufsichtsbehörde DAU GmbH 

aus Bonn. Die meisten Fragestellungen liegen nach 

wie vor im Bereich des KWK-Bonus. Zu den kritischen 

Punkten zählen in diesem Zusammenhang immer noch 

die Holztrocknung im Wärmenetz sowie der Nachweis 

des Ersatzes fossiler Energie. Im Jahr 2020 kam es 

zu keinen coronabedingten Problemen bei den Vor-Ort- 

Terminen und der Erstellung der Gutachten. 

Weitere fachliche Beiträge bildeten die Vorträge von 

Mitarbeitern der Geschäftsstelle: Dr. Stefan Rauh berichtete 

zu aktuellen Themen aus der Verbandsarbeit 

und Dr. Andrea Bauer aus dem Referat Energierecht 

und -handel stellte aktuelle Entscheidungen von Gerichten 

und der Clearingstelle EEG/KWKG vor. Abgerundet 

wurde die Veranstaltung von Peter Jürgens, 

Geschäftsführer der REDCert GmbH, der die Umweltgutachter 

über die Zulassung als Auditor für die Nachhaltigkeitszertifizierung 

informierte. Im Jahr 2022 soll 

der Erfahrungsaustausch dann wieder in Präsenz veranstaltet 

werden. 

Vorentwürfe des „Fit for 55“-Paketes 

in der Kommentierungsphase 

Erneuerbare Gase aus Biomasse sowie deren Potenzial 

zur Treibhausgasminderung im Strom-, Verkehrs- und 

Wärmesektor bleiben unverzichtbar – die Arbeiten am 

„Fit for 55“-Paket der EU inklusive zugehöriger Verordnungen 

und Direktiven sind in vollem Gange. Verbände 

und Interessenvertreter der EU-Mitgliedsländer sind 

zur Kommentierung der Entwürfe aus regionaler Sicht 

aufgerufen. Im Zuge der aktuellen und zu erwartenden 

Regelungen auf EU- und nationaler Ebene ergeben 

sich aus Sicht der Stabsstelle weiterhin Chancen zur 

regionalen Wertschöpfung sowie in Zukunft für den 

grenzüberschreitenden Handel von beziehungsweise 

mit Biomethan. 

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VERBAND 


Einrichtung eines Kernteams 

Genehmigung 

Bei der Realisierung von Neubauten oder 

bei Änderungen von Biogasanlagen ergeben 

sich inzwischen eine Vielzahl von 

zunehmend komplexen Fragestellungen. 

Neben der grundsätzlichen föderalen Herausforderung 

regionaler Unterschiede im 

Vollzug von eigentlich einheitlichen Bundesregelungen 

werden auch die diversen 

Wechselwirkungen der Maßgaben einzelner 

Fach- und Rechtsgebiete untereinander 

zunehmend unübersichtlicher – und zwar 

für alle Beteiligte gleichermaßen, seien es 

Betreiber, Behördenvertreter oder der Gesetzgeber. 

Parallel kommen außerdem immer neue 

„Problemzonen“ dazu: Ob neue Anwendungsfelder 

für Biogas, die Kombination 

unterschiedlicher Erneuerbarer Energien an 

einem Standort, über das klassische Separieren 

hinausgehende Aufbereitungsverfahren 

von Gärprodukten oder zum Beispiel die 

stoffliche Nutzung von Gärprodukten – die 

Fragen werden nicht weniger, die Rechtslage 

nicht überschaubarer und vielfach muss 

eine Antwort schuldig geblieben werden, 

weil der Rechtsrahmen schlicht (noch) keine 

Antwort bereithält. Um diesen aktuellen, 

aber auch strategischen Fragestellungen 

und Herausforderungen zukünftig schneller 

und gezielter begegnen zu können, hat das 

Präsidium des Fachverbandes das Kernteam 

Genehmigung ins Leben gerufen. Das 

interdisziplinär aus Vertretern relevanter 

Arbeitskreise und Fachreferate besetzte 

Gremium trifft sich im regelmäßigen Rhythmus 

und arbeitet dem Präsidium zur Positions- 

und Entscheidungsfindung zu. Die 

Nachruf 

Harm Grobrügge 

*12.05.1955 †21.09.2021 

Der Fachverband Biogas e.V. und die gesamte deutsche sowie 

europäische Biogasbranche trauern mit großer Betroffenheit 

um Harm Grobrügge, der am 21. September plötzlich im Alter 

von 66 Jahren verstarb. Als Biogasfachmann war er ein gefragter 

Experte für Anlagenbetreiber, Politik und Unternehmen der 

Branche. Schon früh betrieb er auf seinem Landwirtschaftsbetrieb 

eine Biogasanlage, in der er unter anderem die Schlempe 

seiner kleinen Brennerei als Einsatzstoff nutzte. Fasziniert von 

der Technologie setzte er sich fortan für diese Form der Energieerzeugung 

ehrenamtlich mit sehr hohem Engagement ein. 

So war er seit ihrer Gründung bis zuletzt Sprecher der Regionalgruppe 

Nordhannover. Seit Mitte der 90er Jahre war er Mitglied 

des Präsidiums des Fachverbandes Biogas e.V. Darüber hinaus 

war er mehr als zwei Jahrzehnte Vorstandsmitglied des Bundesverbandes 

Erneuerbare Energie e.V. Er begleitete und forcierte 

die Gründung des Europäischen Biogasverbandes (EBA) von 

Anfang an mit. Dessen Vizepräsident war er seit der Gründung 

im Jahr 2009 bis zum Jahr 2019. In 2019 wurde er Präsident 

der EBA und war dies bis zu seinem Tode. Auf europäischer 

Ebene hat er zudem regelmäßig den Fachverband Biogas e.V. 

im Board der European Renewable Energies Federation (EREF) 

vertreten. 

Harm Grobrügge war seit der Gründung der Clearingstelle in 

Deutschland im Jahr 2007 ein wichtiger und prägender Bestandteil 

der Clearingstelle EEG|KWKG. Er war vor allem an 

den Gerichtsverfahren der Clearingstelle beteiligt, die zu einer 

langen Liste von Empfehlungen zur Auslegung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 

geführt haben. Harm Grobrügge hat die 

Arbeit der Clearingstelle 14 Jahre lang begleitet und mit Rat 

und Tat dazu beigetragen, diese von den Anfängen an weiterzuentwickeln. 

Mit höchstem Engagement hat er sich für Rahmenbedingungen 

eingesetzt, die eine nachhaltige und wirtschaftliche Biogasproduktion 

ermöglichen. Dabei standen seine persönlichen 

Interessen immer im Hintergrund, weil er das große Ziel des 

Klimaschutzes und der Energiewende verfolgt hat. Seine Einschätzung 

und sein Rat waren auf vielen Ebenen – so auch im 

Fachverband Biogas – oft gefragt. Er war nicht nur ausgewiesener 

Fachmann der Biogascommunity, sondern auch Moderator, 

Referent und Mitgestalter zahlreicher Veranstaltungen. 

Mit Harm Grobrügge verliert die Biogasfamilie in Deutschland 

und Europa ein engagiertes und charismatisches Mitglied. 

Wir werden seine Expertise, aber auch den Menschen Harm 

Grobrügge vermissen. 

Unsere Gedanken sind bei seiner Familie. 

Horst Seide 

Präsident des 


Dr. Claudius da Costa Gomez 

Hauptgeschäftsführer des 


118


VERBAND 

seit längerem vom Fachverband 

geforderten Konkretisierungen 

zum Neubeschluss des LAI zum 

Erhalt des Luftreinhaltebonus 

wurden jetzt im September veröffentlicht 

(siehe Seite 76). 

Neuwahl im AK 

Sicherheit und neue 

Entwicklungen bei TRGS 

529 und TRAS 120 

Der AK Sicherheit hat in seiner 

Sitzung am 16. September Josef 

Ziegler (ARGE Biogas Safety 

First GbR) als Sprecher des 

AK Sicherheit wiedergewählt. 

Als stellvertretenden Sprecher 

ernannten die Mitglieder erneut 

Philipp Berns (Danpower 

GmbH). Die Diskussionen in der 

Sitzung drehten sich insbesondere 

um die derzeit in Überarbeitung 

befindliche TRGS 529 

sowie die Umsetzung der TRAS 

120 und der neuen TA Luft. 

Die teilweise abweichungsfeste 

Umsetzung der TRAS 120 

in Bayern war auch Gegenstand mehrerer 

Gesprächstermine mit dem Bayrischen 

Umweltministerium und dem zuständigen 

Staatsminister Glauber. Im Ergebnis konnte 

nochmal klargestellt werden, dass eine 

Abweichung von der TRAS 120 immer möglich 

ist, wenn der §29b-BImSchG-Sachverständige 

dies ausreichend begründet und 

gleichwertige Maßnahmen akzeptiert. 

In der Kommission für Anlagensicherheit 

konnte auf Initiative des Fachverbandes 

eine vorgezogene Überarbeitung der TRAS 

120 für Ende 2022 festgelegt werden. Um 

Klarheit über die Art und Weise der Durchführung 

von sicherheitstechnischen Prüfungen 

für Membranspeichersysteme im 

Rahmen der TRAS 120 zu erlangen, wird 

derzeit das Merkblatt DWA-M 377 überarbeitet. 

Mit einem ersten Entwurf ist noch in 

diesem Jahr zu rechnen. 

Da im Rahmen der Überarbeitung der 

TRGS 529 die Eingangskontrollen von 

besonderen Einsatzstoffen (Bioabfällen) 

pauschal vorgesehen waren, konnte durch 

eine Intervention des Fachverbandes das 

Thema nochmals im Rahmen eines Expertenfachgespräches 

Anfang Oktober diskutiert 

werden. Es konnte dabei den Entscheidungsträgern 

verdeutlicht werden, dass 

eine einsatzstoff- und anlagenspezifische 

In memoriam 

Mit großer Trauer haben wir erfahren, dass 

Harm Grobrügge am 21. September 2021 

verstorben ist. 

Harm Grobrügge war der Clearingstelle 

EEG|KWKG seit ihrer Gründung im Jahr 

2007 sehr eng verbunden. Er war über diese 

gesamte Zeit Vertreter des Bundesverbands 

Erneuerbare Energie e.V. und daher mit Sitz 

und Stimme Teil der Kammer, die über unsere 

Empfehlungen beriet und entschied. 

Er hat diese Empfehlungen und die gesamte 

Clearingstelle durch seine große praktische 

Erfahrung, seine Bereitschaft zur engagierten 

Diskussion und seine fachkundigen Beiträge 

auf unseren Fachgesprächen ganz maßgeblich 

mitgeprägt. 

Für all dies und mehr danken wir ihm. 

Die Clearingstelle wird Harm Grobrügge 

schmerzlich vermissen. 

Gefährdungsbeurteilung die Grundlage für 

die Nutzung von Eingangstests (pH-Wert, 

Säuretest etc.) darstellen muss. 

Übersetzung der 

Bioabfallbroschüre 

Aktuell wird die Broschüre „Biowaste to 

Biogas“ für den südamerikanischen und 

iberischen Markt ins Spanische übersetzt. 

Hierfür wurde bereits im August Mitgliedern 

wieder die Möglichkeit geboten, sich 

im Rahmen eines Firmenprofils präsentieren 

zu können sowie Vorschläge zu Referenzanlagen 

einzureichen. 

Die aktuellen Rückmeldungen zeigen großes 

Interesse seitens der Firmen und damit 

auch, dass auf dem südamerikanischen 

Markt Aktivität und Bedarf herrscht. Somit 

bedient und erweitert der Fachverband Biogas 

zukünftig die internationale Nachfrage 

nach einer Marktübersicht über die Vorteile 

und Möglichkeiten der Vergärung von Abfall- 

und Reststoffen auf sechs Sprachen. 

Neues von den KVP-Projekten 

Am 1. Oktober startete das neue Kammer- 

und Verbandspartnerschaftsprojekt 

(KVP) zwischen dem deutschen und dem 

serbischen Biogasverband. Das gemeinsame 

Ziel im Projekt ist, den serbischen Verband 

zu stärken, einen aktiven 

Dialog samt Know-how-Transfer 

zu gestalten und Unterstützung 

bei der Interessensvertretung in 

Politik und Gesellschaft anzubieten. 

Im November findet der Feinplanungsworkshop 

und damit offizieller 

Kick-off zum KVP statt, 

in dem die Partner gemeinsam 

die Ziele für die nächsten drei 

Jahre konkretisieren. Der indische 

Biogasverband (IBA) organisierte 

in Zusammenarbeit 

mit dem Fachverband einen 

Messestand auf der Renewable 

Energy India (REI) Expo. An der 

Biogas-Konferenz beteiligte sich 

die IBA ebenfalls mit zwei Fachvorträgen. 

Im KVP Uganda ist das Büro der 

Uganda National Biogas Alliance 

(UNBA) nun regelmäßig 

mit einer Mitarbeiterin besetzt. 

Mitgliederanfragen können nun 

entgegengenommen werden. 

Die Internetseite der UNBA wird 

in Kürze online gehen und somit wird die 

Wahrnehmung in der Öffentlichkeit gestärkt. 

Mitgliederversammlung mit 

Neuwahlen des Präsidiums 

Der Fachverband Biogas e.V. lädt seine 

Mitglieder zur ordentlichen Mitgliederversammlung 

– digital – am 2. Dezember um 

16.00 Uhr ein. Ein besonders wichtiger 

Punkt sind die anstehenden turnusmäßigen 

Neuwahlen des Präsidiums. Dabei 

ist zu beachten, dass das Präsidium im 

Rahmen der letzten außerordentlichen 

Mitgliederversammlung um eine*n Betreiber- 

bzw. Firmenvertreter*in erweitert 

wurde. Die Kandidat*innen werden im 

Mitgliederbereich auf der Homepage bekanntgegeben. 

Autoren 

Dr. Stefan Rauh 





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119

VERBAND 


REGIONALBÜRO OST 

Generationswechsel 

im Biogasosten 

17. Fachtagung in 

Groitzsch mit reger 

Beteiligung von knapp 

90 Interessierten. 

Von links: Toralf Müller, Dr. Gerd Reinhold 

und Erhard Oelsner. 

Die Thüringer Biogasunternehmer*innen 

freuten sich auf ihre nunmehr 55. Fachtagung 

und knapp 100 von ihnen kamen 

Mitte September ins Schützenhaus von 

Stadtroda. Das praxisnahe Programm bot 

für jeden etwas. So berichtete Prof. Dr. Frank Scholwin, 

Biogasinstitut Weimar, über den Stand der vom Ministerium 

geförderten Beratung zu Post-EEG-Optionen der 

hiesigen Anlagen. In sämtlichen Konzepten zeigen sich 

Förderlücken beziehungsweise Investitionshemmnisse, 

sodass hier nur kreative neue Ansätze mit teilweise 

hohen Risiken übrigbleiben. 

Wie nachhaltig ist der Einsatz von Mist in Biogasanlagen? 

Sehr, vermutet der Laie, jedoch Kay Beinersdorf, 

ENVIcycle UmweltConsult Meiningen, relativiert 

dies und bezieht sich auf 

die neue Biomasse-Nachhaltigkeitsverordnung. 

Die 

Umsetzung dieser wurde 

unter den Teilnehmern 

stark diskutiert. Nicht nur 

deswegen steht für die 

güllevergärenden Anlagen 

im Freistaat einiges auf 

dem Spiel. Die Fallstricke 

aus Sicht der rechtlichen 

und politischen Rahmen 

beleuchteten Rene Walter, 

Fachverband Biogas e.V., 

und Dr. Gerd Reinhold, 

ehemals TLLLR Jena. 

Letzterer verabschiedete 

sich nach langjährigem Engagement 

für die Branche 

im Sommer in den Ruhestand, 

bleibt aber interessierter 

Fachmann. Erhard 

Oelsner, Regionalgruppensprecher 

des Fachverbandes, und Toralf Müller, Präsidiumsmitglied 

im Bauernverband, hielten Dankesreden 

auf den seit 1983 im Bereich Biogas forschenden 

und beratenden Reinhold. Wurde in den Achtzigern 

an seinem Institut noch der erste biogasbetriebene 

Traktor ZT300 entwickelt, formulierte er später die 

Faustformel: Summe von Großvieeinheit und Kilowatt- 

Biogasleistung geteilt durch Hektar landwirtschaftliche 

Nutzfläche sollte kleiner zwei sein. 

Seine wissenschaftliche Arbeit im Landesamt sowie 

dem KTBL auf der einen und die praxisnahe Vor-Ort- 

Beratung in den Betrieben auf der anderen Seite wird 

der Branche sehr fehlen. Folgerichtig forderten die 

Verbände schon im Frühjahr die federführenden Ministerien 

auf, die Position im Landesamt adäquat nachzubesetzen. 

Mit ebenso klaren Forderungen adressierte die Regionalgruppe 

auf Presseterminen in den Aktionswochen 

unter anderem das Thema Artenvielfalt auf der Biogasanlage 

Wöllmisse mit anschließendem Bericht im 

MDR. Ferner informierte sie über Biogas als Kraftstoff 

sowie die CNG-Tankstelle der Ohra Energie und formulierte 

dabei erneut ihre Forderungen an die Politik. 

Mitorganisatorin Jana Liebe, Thüringer Erneuerbare 

Energien Netzwerk, betonte bei beiden Terminen die 

besondere regionale Verbundenheit und wirtschaftliche 

Bedeutung der beteiligten Biogasanlagen. Um 

die Verbandsarbeit in der Regionalgruppe weiterhin 

erfolgreich fortführen zu können, wurden in Stadtroda 

mit Lukas Rohm, Biogasanlage Göhren, sowie Thomas 

Balling, Biogasanlage Grabsleben, zwei neue Sprecher 

gewählt. 

Veränderungen gab es ebenfalls in Sachsen. Hier verabschiedete 

sich mit Dr. Claudia Brückner eine geschätzte 

langjährige Fachkraft als Leiterin im Landesamt in 

den Ruhestand. Noch unter ihrer Vorbereitung wurde 

Anfang Oktober die 17. Fachtagung in Groitzsch mit 

reger Beteiligung von knapp 90 Interessierten durch 

FOTOS: FACHVERBAND BIOGAS E.V. 

120


VERBAND 

geführt. Die größtenteils behördlichen Referenten 

gaben einen aktuellen Überblick der 

Lage im Bundesland. 

So zitierte Herwig Vopel, Staatsministerium, 

aus dem jüngst wenig ambitioniert novellierten 

Energie- und Klimaprogramm die Rolle 

der energetischen Biomassenutzung lediglich 

als „bezahlbaren Speicher“. Hoffnungsvoller 

hob Dr. Kerstin Jäkel die vielfältigen 

Vorteile der Koppelnutzung von „Energie- 

Körner-Hirse“ durch Forschungsergebnisse 

der Landesanstalt hervor. Auf einen neuen 

Aspekt bei der Anlagensicherheit machte 

Peter Gamer, Landesamt, aufmerksam. Er 

berichtete über einen Fall von Cybercrime, 

der eine Biogasanlage zum Opfer gefallen 

war, wodurch ein mehrtägiger Betriebsausfall 

entstand. 

Aber auch neue erfolgreiche Geschäftsideen 

wurden vorgestellt. Alfons Himmelstoss, 

AEV Bioenergy Dresden, zeigte die Möglichkeiten 

der Regionalstromvermarktung mit 

der Win-win-Beziehung zwischen einer Einspeisergenossenschaft 

und Stromkunden auf. Seine 

Diskussionsfreudigkeit brachte der Unternehmer ebenso 

in die Runde der sehr gut besuchten Regionalgruppenversammlung 

im Anschluss der Tagung ein. Auch 

hier stand neben dem Netzwerken die Wahl der neuen 

Ehrenamtsvertreter auf dem Programm. Neben dem 

neu bestätigten Sprecher Holger Kübler, Bio 

Zu der diesjährigen 30. MeLa in Mecklenburg-Vorpommern 

kamen unter Corona- 

Bedingungen rund 40.000 Interessierte. 

Der Fachverband Biogas e.V. präsentierte 

sich mit dem LEE M-V. 

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121 

Knowledge in motion

VERBAND 


gasanlage Raitzen, ernannte die Gruppe Arne Phillip, 

Biogasanlage Großweitzschen, als weiteren Vertreter. 

Sehr erfreulich und ermutigend war die hohe Zahl der 

Verbandsmitglieder, die sich als aktive Stellvertreter 

meldeten. 

Erwähnenswert sei an dieser Stelle noch ein Novum auf 

der diesjährigen mecklenburgischen Landwirtschaftsausstellung. 

Die 30. Ausgabe fand unter Corona-Bedingungen 

mit einer Beteiligung von immerhin 40.000 

Besucher*innen statt, sonst sind dort eher 75.000 

zu zählen. Erstmalig wurden die klimafreundlichsten 

Landwirtschaftsbetriebe von Minister Dr. Till Backhaus 

ausgezeichnet. Michael Kühling aus Zemmin überzeugte 

am meisten mit der jährlichen Einsparung von 

7.000 Tonnen CO 2 

durch sein Unternehmen. Dies wird 

hauptsächlich durch den effektiven Betrieb einer Biogasanlage 

nebst Nahwärmenetz ermöglicht. 

Der Fachverband unterstützte die Ausstellung in Kooperation 

mit drei Firmen und dem Landesverband 

Erneuerbare Energien Mecklenburg-Vorpommern mit 

Öffentlichkeitsarbeit auf einem Stand. Es war schön, 

nach längerer Pause wieder mit ganz unterschiedlichen 

Messebesuchern im Gespräch zu sein. 

Autor 

Ingo Baumstark 

Regionalreferent Ost 


03 31/23 53 738 

ingo.baumstark@biogas.org 

LEE NIEDERSACHSEN/BREMEN E.V. 

Aktionswoche Biogas2Drive zeigte 

niedersächsischen Anlagenbetreibern 

Optionen auf 

Die Aktionswoche #bioas2drive hat es gezeigt: 

Die einen können, die anderen wollen. 

Niedersachsens Biogasanlagenbetreiber 

können problemlos Biomethan herstellen, 

um die klimaneutrale Verkehrswende herbeizuführen. 

Der Schwerlast- und Güterverkehr fragt 

den grünen Kraftstoff nach. Aus Verantwortung für den 

Klimaschutz, weil die Auftraggeber eine „grüne“ Wertschöpfungskette 

fordern, oder schlichtweg aus Kostengründen. 

AktionSwoche 

#Biogas2Drive 

vom 6. bis 12. September 2021 


Das Potenzial von Biogas für den Verkehrssektor rückt 

also immer stärker ins Bewusstsein der Mobilitätsbranche. 

LEE-Vorstandsmitglied und Biogasanlagenbetreiber 

Thorsten Kruse ist davon überzeugt, dass das Potenzial 

von Biogas für den Verkehrssektor noch lange 

nicht ausgeschöpft ist. Die niedersächsischen Betreiber 

sind in der Lage, so Kruse, ihren Beitrag zur Verkehrswende 

zu leisten: „Wir beobachten, dass viele Logistikunternehmen 

ihre Zugmaschinen auf klimaneutrale 

Kraftstoffe umstellen. Denselben Prozess beobachten 

wir auch bei landwirtschaftlichen Maschinen – dort 

wird mittlerweile Wert auf CO 2 

-arme Kraftstoffe wie Biomethan 

oder auf Wasserstoff gelegt.“ 

Chancen auf kommunaler Ebene 

Doch Kruse beobachtet auch, dass sich gerade auf 

kommunaler Ebene ein in sich geschlossener Wirtschafts- 

und Energiekreislauf herstellen ließe: „Hier 

wird häufig noch zu fragmentiert gedacht.“ Ein Beispiel: 

Ein kommunaler Abfallwirtschaftsbetrieb könnte 

den organischen Abfall über eine angeschlossene Biogasanlage 

verwerten und zu dem Kraftstoff Biomethan 

umwandeln. Mit diesem Kraftstoff können anschließend 

die Müllfahrzeuge betankt werden – es entstünde 

ein in sich geschlossener, nachhaltiger Energiekreislauf. 

Zudem würde mit diesem Ansatz die regionale 

Wertschöpfung gestärkt. 

In der Landwirtschaft verhält es sich laut Kruse ähnlich: 

Nachwachsende Rohstoffe sowie Gülle und Mist 

können zu Biomethan umgewandelt werden. Mit diesem 

klimaneutralen Kraftstoff können die landwirtschaftlichen 

Maschinen betrieben werden. Die in der 

Biogasanlage anfallenden Gärreste werden als organischer 

Dünger verwendet. Somit haben wir es mit einem 

geschlossenen Nährstoffkreislauf zu tun. Eine große 

Chance für Niedersachsens Anlagenbetreiber. 

122


VERBAND 

DIGITALER KONGRESS 

19. Internationaler Fachkongress 

für erneuerbare Mobilität 

24 .– 28. Januar 2022 

THEMEN, U. A.: 

• Innovative Mobilitätskonzepte 

für Stadt und Land 

• Klimaschutz im Verkehr 

• Biodiesel und Bioethanol 

• E-Fuels und Biomethan 

• EU-Politik und nationale Gesetzgebungen 

• Biokraftstoffe im Schiffsverkehr und Flugzeug 

• Grüner Wasserstoff 

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Erneuerungsgutachten zur EEG-Laufzeitverlängerung 

Schadensgutachten (Technik, Bau, Biologie) 

Bescheinigungen von Umweltgutachtern 

Gutachten zu Investitionsentscheidungen 

123

VERBAND 


Deutschland braucht einen 

echten Aufbruch im Bereich 

erneuerbarer Wärme 

Gastbeitrag von Dr. Simone Peter, Präsidentin des 

Bundesverbandes Erneuerbare Energie e.V. (BEE) 

Nie wurde eine künftige Bundesregierung 

klarer in die Verantwortung 

genommen, gleich 

zu Beginn der neuen Legislaturperiode 

zielgerichtete 

Klimaschutzmaßnahmen auf den Weg zu 

bringen und einen Weg zur Klimaneutralität 

zu zeichnen. Aktuell droht Deutschland 

die Pariser Klimaziele deutlich zu verfehlen 

und Wertschöpfungspotenziale nicht zu 

nutzen. 

Daher braucht es ein umfassendes Sofortprogramm, 

das sämtliche Sektoren auf den 

Pfad des Pariser Klimaabkommens bringt. 

Entscheidend werden dabei die ersten 100 

Tage sein, denn durch überkommene EEG- 

Zielkorridore und unzureichende Anreizmechanismen 

hat der Ausbau der Erneuerbaren 

Energien von Monat zu Monat stärker an 

Schwung verloren. 

Als Schlüssel zur Erreichung klimapolitischer 

Ziele und als wichtigster Standortfaktor, 

um die internationale Wettbewerbsfähigkeit 

Deutschlands zu gewährleisten, 

sind deshalb zügig faire Wettbewerbsbedingungen 

für moderne Klimaschutztechnologien 

zu schaffen und die richtigen Investitionssignale 

zu setzen. Insbesondere 

im Bereich der Wärme besteht verstärkter 

Handlungsbedarf. Der Gebäudebereich hat 

als einziger Sektor sein Klimaziel im Jahr 

2020 verfehlt und ist gleichzeitig mit einem 

Anteil von etwa 52 Prozent am Endenergiebedarf 

der energieintensivste Anwendungsbereich. 

Gesetze und Förderinstrumente 

anpassen 

Aufgrund des hohen Anteils an fossilen 

Brennstoffen werden dabei jährliche 

Emissionen von über 300 Millionen Tonnen 

freigesetzt. Um die Wärmewende im 

notwendigen Tempo voranzutreiben, sind 

bestehende Gesetze sowie die Förderinstrumente 

anzupassen, die CO 2 

-Bepreisung 

an den Klimazielen auszurichten und weitere 

Rahmenbedingungen für den Einsatz 

der Erneuerbare-Energien-Technologien in 

Gebäuden und Netzen auf den Weg zu bringen. 

Solarthermie, Bioenergie, Geothermie 

und Wärmepumpen stehen technisch ausgereift 

zur Verfügung. 

Für die Wärmewende in den Städten muss 

die Rolle von Wärmenetzen neu gedacht 

und Fernwärme zügig von fossilen auf erneuerbare 

Quellen umgestellt werden. 

Auch im ländlichen Raum sind Nahwärmenetze 

eine kostengünstige Form der 

erneuerbaren Wärmeerzeugung. Weiterhin 

sind konkrete Ausbauziele im Gebäudeenergiegesetz 

für 2030, 2040 und 2050 

für den Anteil Erneuerbarer Energien für 

die dezentrale Wärmeerzeugung in Gebäuden 

sowie für die Erzeugung von Nah- und 

Fernwärme in Entsprechung zu den neuen 

Klimaschutzzielen festzulegen. 

Gleichzeitig muss die Bundesförderung 

effiziente Gebäude (BEG) klarer auf einen 

erneuerbaren Wärmemarkt ausgerichtet 

werden: Dafür ist bei den BEG-Einzelmaßnahmen 

die Förderung fossil befeuerter 

Heiztechnik möglichst bereits 2022 einzustellen. 

Das betrifft Gashybridheizungen, 

bei denen nur noch die erneuerbaren 

Komponenten gefördert werden dürfen, 

sowie die sogenannten Renewable-Ready- 

Anlagen. 

Solarthermie stärker fördern 

Solarthermieanlagen müssen dann einen 

um mindestens 10 Prozentpunkte höheren 

Fördersatz erhalten als bisher. Weiterhin 

darf es bei Wohngebäuden beziehungsweise 

Nichtwohngebäuden nicht mehr wie 

bisher möglich sein, einen geförderten Effizienzhausstandard 

mithilfe eines rein fossil 

betriebenen Heizkessels zu erreichen. Die 

Förderfähigkeit muss hier im Neubau an 

die Einbindung von mindestens 25 Prozent 

und bei energetischen Modernisierungen 

von mindestens 15 Prozent erneuerbaren 

Wärmequellen gebunden sein. 

Eine weitere Maßnahme zum Voranbringen 

der Wärmewende ist, die Austauschprämie 

für Ölheizungen auf den Austausch der besonders 

klimaschädlichen Kohleheizungen 

und besonders ineffizienten Nachtspeicherheizungen 

auszuweiten. Den Nachhaltigkeitsbonus 

für die NH-Klasse sollte 

es auch ergänzend zum Bonus für die EE- 

Klasse geben, um Anreize zu setzen, beide 

Maßnahmen miteinander zu kombinieren. 

Tempo braucht es außerdem bei der geplanten 

Bundesförderung für effiziente Wärmenetze 

(BEW), die so zeitnah wie möglich in 

Kraft treten muss, um ihre Wirkung zu entfalten. 

Für die Dekarbonisierung der Wärmenetze 

bedarf es einer deutlichen Aufstockung 

der für die BEW bereitgestellten 

Fördermittel im Bundeshaushalt ab 2022 

auf mindestens 1 Milliarde (Mrd.) Euro 

jährlich, mittelfristig mindestens 2 Mrd. 

Euro jährlich. Dies ermöglicht, die gültige 

Förderrichtlinie so zu überarbeiten, dass 

eine Beschleunigung der Dekarbonisierung 

erreicht werden kann. 

In der nächsten Legislatur benötigt 

Deutschland also einen echten Aufbruch 

im Bereich der Erneuerbaren Wärme. In 

Verbindung mit einem Programm zur Behebung 

des Fachkräftemangels kann die 

Wärmewende einen echten Beitrag als 

Konjunkturmotor nach der Corona-Krise 

leisten und ist unerlässlich, um die Pariser 

Klimaziele zu erreichen. 

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ERFAHRUNGSAUSTAUSCH DER §29B-BIMSCHG-SACHVERSTÄNDIGEN 

Mängelursachen: keine 

signifikanten Änderungen 

Wie bereits im Vorjahr fand der 11. Meinungs- und Erfahrungsaustausch 

der 29b-BImSchG-Sachverständigen wieder als Webkonferenz jeweils 

an zwei Vormittagen (30.9. und 1.10.2021) statt. Der vom Bundesumweltministerium 

offiziell autorisierte Erfahrungsaustausch (41. 

BImSchV) war mit 50 Teilnehmern komplett ausgebucht. 


Nach der Begrüßung und kurzen 

Einleitung durch den 

Geschäftsführer des Fachverbandes 

Biogas e.V., Manuel 

Maciejczyk, machte wie 

jedes Jahr Dr. Hans-Peter Ziegenfuß vom 

Hessischen Umweltministerium den Einstieg 

in das Vortragsprogramm. In seiner 

Funktion als Mitglied der Kommission für 

Anlagensicherheit stellte er die neueste 

Auswertung der §29b-BImSchG-Sachverständigenprüfberichte 

aus dem Berichtsjahr 

2019 vor. 

Nach einem spürbaren Rückgang der 

Mängelquoten an Biogasanlagen in den 

vorangegangenen Berichtsjahren zeigte 

sich 2019 eine deutliche Zunahme an 

Mängeln (siehe Abbildung). Ursache dafür 

sind sicherlich die ersten Auswirkungen 

der „TRAS-120-Umsetzung“ sowie die 

erstmalige flächendeckende Prüfung von 

BImSchG-Biogasanlagen in Bayern. Hinsichtlich 

der Mängelursachen gab es keine 

signifikanten Änderungen. 

Nach wie vor sind Probleme bei der Auslegung, 

Umsetzung von Prüfungen, fehlende 

Brand- und Explosionsschutzmaßnahmen 

und Organisationsmängel zu beklagen. 

Über seine praktischen Erfahrungen aus 

der Prüftätigkeit auf Biogasanlagen berichtete 

Felix Kalienke von der Weyer Gruppe. 

Aus seiner Sicht sind wesentliche Ursachen 

für Mängel und Schadensereignisse 

auf bestehenden Biogasanlagen in dem 

nicht immer ausreichenden Verständnis für 

die Bedeutung von Änderungen und damit 

zusammenhängenden Folgen (schlampige 

Ausführung, kein 1:1-Austausch etc.) zu 

finden. Als praktischen Lösungsvorschlag 

zeigte er ein bereits in der Praxis eingeführtes 

Managementsystem, mit dem Anlagenbetreiber 

sämtliche sicherheitsrelevante 

Prozesse und Vorgaben steuern können. 

Einen detaillierten Einblick in die Herstellung 

einer TRAS-120-konformen Biogasspeichermembrane 

gab Michael Pichler 

von der Firma Sattler Pro-Tex GmbH. Er 

machte dabei klar, dass erst die richtige 

Zusammenführung von einem stabilen 

Gewebe mit diversen Beschichtungen und 

Oberflächenversiegelungen die Anforderungen 

der TRAS 120 erreicht. Auch zeigte 

er anhand eines Beispiels die richtige 

Kennzeichnung einer Membran, um deren 

Rückverfolgbarkeit sicherzustellen. 

Über die Erfahrungen zur Umsetzung der 

TRAS 120 aus Sicht einer Vollzugsbehörde 

referierte Torsten Moczigemba vom Sächsischen 

Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft 

und Geologie. Er unterstrich dabei, 

dass eine Umsetzung der TRAS 120 mit 

viel Augenmaß durch die Behörden und 

Sachverständigen notwendig ist. Insgesamt 

sorgt die TRAS 120 aber für weitere 

notwendige Verbesserungen bei der Anlagensicherheit. 

In den zweiten Vormittagsblock leitete Josef 

Ziegler als Sprecher des Arbeitskreises 

Sicherheit im Fachverband Biogas mit 

einem Rundumschlag zu den aktuellen 

Entwicklungen ein. Er berichtete über die 

immer komplexer werdenden rechtlichen 

Vorgaben und zeigte einige Detailprobleme 

bei der Umsetzung der TRAS 120 auf. Die 

neue TA Luft 2021 wird aus seiner Sicht 

ebenfalls erhebliche Diskussionen bei der 

Umsetzung auf Biogasanlagen erzeugen. 

Ein bisher in der Biogasbranche kaum diskutiertes 

Thema stellte Stephan Gebhard 

vom LANUV Nordrhein-Westfalen vor. Er 

ging in seinen Ausführungen auf das Thema 

Cybersicherheit und eine Konkretisierung 

in einem Papier der Kommission für 

Anlagensicherheit (KAS 51) ein. Der Biogasbranche 

riet er, dringend sich über die 

Schutzmaßnahmen möglichst frühzeitig – 

bereits bei der Planung – Gedanken zu 

machen. Umso weniger Einfallsmöglichkeiten 

auf der Anlage (zum Beispiel über 

Fernwartung), umso geringer ist das Risiko 

für einen Cyberangriff. Diese Einschätzung 

unterstrich auch Prof. Dr. Jürgen Schmidt 

vom Center of Safety Excellence (CSE), der 

eine Schwachstellenanalyse gemäß dem 

KAS-Papier 51 empfahl. 

Anhand einiger Praxisbeispiele zeigte 

Stephan Engelke von der Friedrich Vorwerk 

Group neuralgische Problembereiche 

bei Biomethanaufbereitungsanlagen 

(zum Beispiel Wärmetauscherplatten bei 

Aminwäschern) und deren Behebung. Den 

Abschluss der Veranstaltung bildete ein 

umfassender Überblick von Anselm Lenz 

von der EXACON GmbH zur sicheren Gärprodukttrocknung 

und dem Einsatz von 

NH 3 

-Abluftreinigungsanlagen. Aufgrund 

der komplexen Prozesse und rechtlichen 

Anforderungen empfahl er dringend, von 

Anfang an einen Sachverständigen bei 

der Planung und Umsetzung solcher Anlagen 

einzubinden, um alle zukünftigen 

Betriebszustände – unter anderem auch 

Störungen – sicher zu meistern. 

In den beiden Vormittagsblöcken gab es 

wieder zahlreiche spannende Diskussionen 

und neue Erkenntnisse, die jetzt in 

die Arbeit der Sachverständigen und des 

Fachverbandes Biogas einfließen werden. 

Der nächste 12. Erfahrungsaustausch ist 

wieder für den 29. September 2022 geplant. 

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heute schon verfügbar und erprobt ist, 

regional erzeugt wird, bis zu 90 Prozent 

an Treibhausgasen einspart und zudem 

noch preiswert ist. Auf diese vielen 

Vorteile hat der Fachverband Biogas gemeinsam mit 

zahlreichen Partnern im Rahmen der Aktionswoche 

„Biogas to Drive“ (B2D) vom 6. bis 12. September hingewiesen. 

Den Auftakt bildete ein digitales Pressegespräch mit 

Vertretern von Iveco, Shell, OrangeGas, NGVA und 

unserem Präsidenten Horst Seide inklusive Pressemeldung. 

Am Donnerstag folgte ein digitaler Talk, 

moderiert von Christoph Arnowski vom Bayerischen 

Rundfunk und Teilnehmern von der Hochschule für angewandte 

Wissenschaften Hamburg, vom Bundesverband 

Güterkraftverkehr Logistik und Entsorgung, dem 

Bundesverkehrsministerium und erneut Horst Seide – 

anzuschauen als Stream auf unserem Facebook-Kanal. 

Insgesamt verlief die Aktionswoche erfreulich, der 

Hashtag #Biogas2Drive wurde in den verschiedenen 

sozialen Medien fleißig verwendet, Verbände, Firmen 

und Privatpersonen haben die Aktionswoche rege begleitet. 

Das ThEEN-Mitglied 

Ohra Energie GmbH hat 

auf seinem Betriebsgelände 

in Fröttstädt 

Thüringens erste 

Betriebshoftankstelle 

für die Befüllung von 

CNG-Fahrzeugen des 

eigenen Fuhrparks mit 

komprimiertem Erdgas 

bzw. regional erzeugtem 

Biomethan errichtet. 

Die Anlage stammt 

von dem lettischen 

Start-Up HYGEN. Von 

links: Jana Liebe, Geschäftsführerin 

ThEEN 

e.V., Michael Fischer, 

Geschäftsführer Ohra 

Energie GmbH, Volkmar 

Braune, Prokurist bei 

Ohra Energie, und Prof. 

Dr. Frank Scholwin. 

FOTO: THEEN E.V. 

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Vielen Dank an alle, 

die die Aktionswoche B2D 

unterstützt haben! 

Im Zuge der 

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Treibhausgase“ bzw. „Ich fahre mit 

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Herausgeber: 

Fachverband Biogas e. V. 

Dr. Claudius da Costa Gomez (V.i.S.d.P.) 

Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit) 

Angerbrunnenstraße 12 · 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 

Fax: 0 81 61/98 46 70 

E-Mail: info@biogas.org 

Internet: www.biogas.org 

ISSN 1619-8913 

Redaktion: 


Fachverband Biogas e. V. 

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Das BIOGAS Journal erscheint sechsmal im Jahr auf Deutsch. 

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Die Zeitschrift sowie alle in ihr enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich 

geschützt. Namentlich gekennzeichnete Artikel geben 

die Meinung des Verfassers wieder, die nicht unbedingt mit der 

Position des Fachverbandes Biogas e.V. übereinstimmen muss. 

Nachdruck, Aufnahme in Datenbanken, Onlinedienste und Internet, 

Vervielfältigungen auf Datenträgern wie CD-Rom nur nach vorheriger 

schriftlicher Zustimmung. Bei Einsendungen an die Redaktion 

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