2_2023 Leseprobe

Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 26. Jahrgang 

www.biogas.org 

2_2023 

Ab Seite 36 

TITELTHEMA 

Warme- 

Wende 

Bioenergiestedt 

Kreis Warmkirchen 

Fachverband Biogas e.V, Angerbrunnenstr. 12, 85356 Freising 

ZKZ 50073, PVSt, DPAG, Entgelt bezahlt 93## 

bigbenreklamebureau GmbH 

Frau Anja Klingenberg 

An der Surheide 29 

28870 Ottersberg Fischerhude 

EU-Emissionshandel – 

Reform steht 30 

Anlageneffizienz: kWh- 

Verbrauch optimieren 48 

Länderberichte: Serbien, 

Dänemark und Japan 90

Biogas Biogas Journal | | x_2022 2_2023 

EDITORIAL 

Wärme aus 

Biogasanlagen 

ist gefragt! 

Liebe Leserinnen und Leser, 

vor genau einem Jahr habe ich an dieser Stelle geschrieben: 

„Energie aus Biogasanlagen ist gefragt!“. 

Dieser Satz beschreibt die aktuelle Situation in 

Deutschland nach wie vor sehr gut. Es ist zwar kein 

Blackout zu befürchten, aber wir leben nach wie vor 

in einer Energiemangellage. In der öffentlichen und 

politischen Diskussion dreht sich häufig viel um Gasund 

Strommärkte. Die Wärme wird (leider) häufig vernachlässigt. 

Die aktuelle Mangellage hat aber gezeigt, dass der 

Zugang zu bezahlbarer Wärme in der kalten Jahreszeit 

ein Grundbedürfnis ist, das es zu erfüllen gilt. Nicht 

umsonst hat der Staat auch im Wärmemarkt Maßnahmen 

ergriffen, um Bürger*innen und Industrie 

zu entlasten. Neben ermäßigten Steuersätzen wurde 

für Wärme unter anderem ein Preisdeckel eingeführt. 

Dieser soll verhindern, dass Abschlagszahlungen 

nicht geleistet werden können und Menschen frieren 

beziehungsweise Unternehmen ihre Produktion einstellen 

müssen. 

Angesichts des milden Winters hatten wir wohl Glück. 

Trotzdem waren und sind Wärmeverbraucher zu beneiden, 

die ihre Wärme von einer Biogasanlage bekommen: 

zuverlässig und preiswert (siehe Beitrag 

auf Seite 36). Beide Aspekte haben einen viel höheren 

Stellenwert bekommen als in den Jahren zuvor, 

als Energie nahezu unbegrenzt und vergleichsweise 

günstig zu beziehen war. Selten zuvor gab es so viele 

Anfragen hinsichtlich eines Anschlusses an bestehende 

Wärmenetze oder sogar den Neubau von Netzen 

wie in diesem Jahr. Insbesondere Industriebetriebe 

zeigten großes Interesse daran, eine Direktversorgung 

zu etablieren. 

Leider ist es wie so häufig in Deutschland: Viele Abnahmewillige 

von Bioenergie mussten erkennen, dass 

ein solcher Anschluss nicht immer so einfach und 

schnell umgesetzt werden kann wie gewünscht. Wie 

in anderen Bereichen der Energiewende verschleppen 

komplexe Genehmigungsprozesse den Ausbau. 

Die Verteuerung neuer Trassen war ebenfalls deutlich 

spürbar. Die nicht eindeutigen Signale Richtung Biogas 

tun ihr Übriges. 

Biogas(wärme) ist gefragt wie nie, dennoch stand die 

Branche angesichts der Pläne des Bundeswirtschaftsministeriums 

zur Strompreisbremse kurz vor dem Aus. 

Auch die angekündigte Nationale Biomassestrategie 

und kritische Aussagen aus dem Landwirtschaftsund 

Umweltministerium hinsichtlich der Nutzung von 

Biomasse führen nicht zu einem investitionsfreundlichen 

Klima für Anlagenbetreiber. Wer Wärmenetze 

plant und baut, möchte diese nicht nur ein paar Jahre, 

sondern langfristig betreiben. Ein klares Bekenntnis 

der Politik zur Bioenergie ist unerlässlich. 

Denn eines ist auch klar: Zu einer Energiewende 

gehört auch eine Wärmewende. Sich da allein auf 

Wärmepumpen und das Versprechen Wasserstoff zu 

verlassen, ist geradezu fahrlässig. Wie bei der Energiewende 

im Großen brauchen wir bei der Wärmewende 

einen gesunden Mix zur Verfügung stehender 

Alternativen. 

Wärme aus Biogasanlagen ist gefragt! Und das nicht 

nur aktuell, sondern auch perspektivisch. Gerade im 

ländlichen Raum, wo Alternativen rar gesät sind. Deshalb 

viel Spaß beim Lesen dieser Ausgabe, die die 

Wärme in den Fokus rückt. 

Herzlichst Ihr 

Dr. Stefan Rauh, 

Geschäftsführer des Fachverbandes Biogas e.V. 

3

INHALT 

Biogas Journal | 2_2023 

EDITORIAL 

3 Wärme aus Biogasanlagen 

ist gefragt! 

Von Dr. Stefan Rauh 

Geschäftsführer des 

Fachverbandes Biogas e.V. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Termine 

10 Biogas-Kids 

12 Biomethan aus Reststoffen hat 

noch eine Perspektive 

Von Thomas Gaul 

36 

16 Bio-LNG: Immer mehr Menge 

kommt in den Markt 

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

22 Biomethanproduktion und CO 2 

-Nutzung 

zusammen denken 


26 Ein ganz heißes Thema: Wärme 

aus Biogas 

POLITIK 

30 62 Prozent weniger CO 2 

-Zertifikate 

bis 2030 

Von Bernward Janzing 

34 Quo vadis Biogas – Gesetze und 

Verordnungen werden angepasst 

Von Jörg Schäfer 

PRAXIS 

TITELTHEMA 

Warmewende 

Umfrage 

36 Krisenwinter steigert die Wertigkeit 

von Biogaswärme 

Von Dr. Stefan Rauh 

40 Bestehende und neue Wärme lieferverträge 

auf dem rechtlichen Prüfstand 

– was geht, was geht nicht? 

Von Dr. Helmut Loibl 

44 Wärmeverkauf: Den richtigen 

Steuersatz wählen 

Von Daniel Scherf 

48 Kein Geld verschenken – Stromverbrauch 

optimieren 


54 Züchtung für die Biogasfruchtfolgen 

von morgen 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

60 Blindleistung dezentral geregelt: 

Das Verteilnetz hält mehr Erneuerbare 

aus als gedacht 

Von Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz 

4

Biogas Journal | 2_2023 

INHALT 

54 

TITELILLUSTRATION: BIGBENREKLAMEBUREAU I FOTOS: WWW.LANDPIXEL.DE, SAATZUCHT STRENG-ENGELEN, MARTIN EGBERT 

108 

INTERNATIONAL 

64 Anlagen in CO 2 

-Transportsystemen – 

das DVGW-Arbeitsblatt C 491 

Von Dr. Klaus Steiner und 

Andreas Schrader 

70 Anlagen des Monats Januar 

und Februar 

WISSENSCHAFT 

72 BO 2 

CCU heißt: Biogas verbrennen – 

nutzbar-reines CO 2 

abtrennen und 

industriell verwerten 


76 Entwicklung und Test einer 

Methodik zur Langzeitmessung von 

Methanemissionen aus Gülle 

Von Britt Schumacher, Walter Stinner, 

Katrin Strach und Thomas Amon 

86 Der Fermenter als Mine 

Von Klaus Sieg 

Serbien 

90 Auf der Jagd nach dem 

richtigen Substrat 


Dänemark 

100 Biomethan wie Wind: Dänemark 

setzt auf Export 

Von Dipl.-Pol. Oliver Ristau 

Japan 

108 Milch, Mist und Wasserstoff 


VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

118 Nachhaltigkeitsverordnung und Nabisy 

sorgten für Stress zum Jahresstart 

Von Dr. Stefan Rauh und 

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

122 Strommarktdesign: Flexibilität ist alles 

Von Dr. Simone Peter, BEE 

124 12. Erfahrungsaustausch der §29b 

BImSchG-Sachverständigen 2022 

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

RECHT 

126 Veröffentlichung eines Votums 

zu Güllekleinanlagen 

Von Birthe Kaps 

PRODUKTNEWS 

128 Produktnews 

130 Impressum 

Beilagenhinweis: 

Das Biogas Journal 

enthält einen Beihefter 

der Firma agriKomp. 

5

PRAXIS 

BIOGAS JOURNAL | 2_2023 

Kein Geld verschenken – 

Stromverbrauch optimieren 

Viele Biogasanlagenbetreiber denken beim Thema Effizienz häufig nur an den Gärprozess 

und den Wirkungsgrad des Blockheizkraftwerkes. Dabei spielen zum Beispiel Pumpen und 

Rührwerke sowie der Netzbetreiber eine wichtige Rolle. 


Von links: Biogasanlagenbetreiber 

Andreas 

Hansmeier, Christin 

Schmidt und Holger 

Roswandowicz von der 

HR Energiemanagement 

GmbH. 

Wer beispielsweise 4 Millionen Kilowattstunden 

Strom im Jahr produziert 

und einen Eigenstrombedarf 

beziehungsweise Bezugsstrombedarf 

von 8,5 Prozent hat, der kann 

durch Effizienzmaßnahmen jedes Jahr einen Kleinwagen 

einsparen. Was ist also zu tun? „Man ruft 

uns an und fragt um Rat. Am Anfang steht dann das 

sogenannte Energieaudit. Dazu begehen wir zuerst 

„Wir können sehr 

genau beurteilen, wie es den 

elektrischen Antrieben geht“ 

Dipl.-Ing. 

Holger Roswandowicz 

die gesamte Biogasanlage, immer mit zwei Personen. 

Markus Holzhausen, unser technischer Leiter, 

betrachtet dabei die Prozesstechnik und ich schaue 

mir die Antriebstechnik an“, erklärt Holger Roswandowicz, 

Geschäftsführer und Gründer der HR Energiemanagement 

GmbH, die ihren Sitz im nordrheinwestfälischen 

Bünde im Kreis Herford hat. 

Das Energieaudit erfolgt nach DIN EN 16247. Durch 

das Energieaudit kann die Effizienz der Biogasanlage 

erhöht werden. Dabei bestehen gute Chancen, 

die Energiekosten zu reduzieren. Es werden 

Schwachstellen ermittelt und Einsparpotenziale 

aufgezeigt. Ein solches 

Audit kann vom Bundesamt 

für Ausfuhrkontrolle (Bafa) mit bis 

zu 6.000 Euro gefördert werden. 

„Mit unseren hochauflösenden 

Messgeräten erfassen wir die 

Anlage über einen Zeitraum von 

zwei Tagen. Dabei messen wir 

die Stromerzeugung und Einspeisung 

sowie die Verbräuche von zum 

Beispiel Pumpen, Rührwerken, Feststoffdosierern, 

Gärprodukttrocknern oder 

auch die Leistungsfähigkeit des Wärmenetzes“, 

skizziert Roswandowicz den Messaufwand. Bei der 

Netzanalyse werden bis zu 30 Netzanalyserekorder 

angeschlossen und später ausgewertet. 

„Wir analysieren die elektrischen Antriebe bis tief hinein 

in die Rührwerksschraube. Wir sehen die Rührleistung, 

die Schubleistung der Rührwerke. Wir können 

sehr genau beurteilen, wie es den elektrischen 

Antrieben geht“, führt der Diplom-Ingenieur Elektrotechnik 

weiter aus. Nach Absprache misst er auch 

am Trafo, wie viel Strom die Blockheizkraftwerke einspeisen. 

Die Messung dauert 24 Stunden. Danach 

wird analysiert, wie sich Wirkleistung, Blindleistung, 

Schieflast, Spannungsschwankungen und der Wirkleistungsfaktor 

Cos phi verhalten. 

Der Eigenstromverbrauch wird laut Christin Schmidt, 

stellvertretende Geschäftsführerin, ebenfalls für die 

Dauer von 24 Stunden gemessen. „Pumpen werden 

zum Beispiel nur fünf Minuten lang erfasst. Die las- 

FOTOS: MARTIN BENSMANN 

48


sen wir vor der Messung warmlaufen. Auf 

Wunsch schauen wir uns auch die Wärmeauskopplung 

an. Dabei geht es um 

die Durchflussmenge, die zu den Tischkühlern 

geht. In diesem Zusammenhang 

ist die Frage relevant, wann die Ventile 

schließen. Oder: Wurden die Wartungsintervalle 

bei den Platten- und Abgaswärmetauschern 

eingehalten?“, gibt 

Schmidt zu bedenken. 

Die gesammelten Daten werden in Listen 

erfasst und in den Zwischenbericht übertragen. 

Nach der Analyse findet zunächst 

ein Zwischenaudit mit dem Anlagenbetreiber 

statt, in dem die gesammelten Daten 

besprochen werden. „Darin klären wir 

offene Fragen. Das Gespräch zeichnen 

wir über Zoom auf, damit es später wieder 

angeschaut werden kann. Es dauert 

etwa eineinhalb Stunden. Im Anschluss 

nehmen wir gegebenenfalls Korrekturen 

in der Analyse vor“, erläutert Schmidt. 

Zu den häufigsten Problemlösungs-Maßnahmen 

durch den Auditierungsprozess 

gehört der Einbau von Frequenzumrichtern. 

„Es ist wirtschaftlich absolut sinnvoll, 

die vor fast jeden Elektromotor zu 

installieren. Die helfen, so viel Geld zu 

sparen“, betont Holger Roswandowicz. 

Darüber hinaus ist es in der Regel ratsam, 

Pumpen, Rührwerke und andere 

Apparate gegen neue, effizientere auszutauschen. 

Wichtig zu erwähnen ist, dass 

einige Effizienzmaßnahmen von der Bafa 

Henning Varnholt 

hat ein 50-kW-BHKW 

angeschafft, das mit 

Biogas betrieben und 

im Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz 

vergütet 

wird. Das Klein-BHKW 

soll künftig einen Teil 

des Eigenstrombedarfs 

bereitstellen. 

gefördert werden. Vor dem Tausch sollte 

die Bafa gefragt werden, ob die zu tauschenden 

Geräte förderfähig sind“, betont 

der Elektroingenieur. 

Virtuelle Differenzrechnung beim 

Strombezug verfälscht Realität 

Auf der Biogasanlage von der Hansmeier 

Biogas KG in Rietberg (NRW) gab es 

laut Roswandowicz folgende Situation: 

Die Anlage wurde mehrfach überbaut. 

Das heißt, ursprünglich waren ein Blockheizkraftwerk 

(BHKW) mit 1.063 Kilowatt 

(kW), eins mit 525 kW und eins 

mit 180 kW in Betrieb. Mit der Flexibilisierung 

wurden drei weitere BHKW 

hinzugebaut. Zwei INNIO Jenbacher 

420er und ein 412er Aggregat mit insgesamt 

rund 3.900 kW. „Im November 

2020 wurde das 180-kW-BHKW gegen 

ein inselbetriebfähiges 160-kW-BHKW 

ausgetauscht. Mit dem kleineren BHKW 

produzieren wir den Eigenstrombedarf 

der Anlage. Dieses wird als Dauerläufer 

betrieben, alle anderen BHKW laufen 

im Start-Stop-Betrieb“, erzählt Andreas 

Hansmeier. 

Seit dem 1. Januar 2021 wird die flexible 

Stromproduktion mit dem Händler SKVE 

in Regensburg vermarktet. „Der Netzbetreiber 

misst die Bezugstrommenge normalerweise 

an jeder Erzeugungsanlage 

und an jeder Netz-Übergabestelle. Im 

April 2021 waren wir das erste Mal 

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PRAXIS 


Henning Varnholt 

steuert seine 

Biogasanlage flexibel 

in Abhängigkeit von 

möglichst niedrigen 

Strombezugspreisen. 

auf der Anlage. Dabei haben wir festgestellt, dass das 

Messgerät für den Bezugsstrom fehlt. Es befindet 

sich eigentlich im Schaltschrank neben dem großen 

Trafo. Die übergeordnete Messstelle ist in einiger 

Entfernung zur Anlage am Netz-Übergabepunkt“, 

berichtet Holger Roswandowicz. 

Der Netzbetreiber müsse eigentlich eine Differenzmessung 

zwischen den Messpunkten machen. Das 

mache er aber nicht. Stattdessen mache er eine virtuelle 

Berechnung, die hier zu einer Differenz von 100 

kW führt. Der Wert sei so hoch, weil die Stromerzeugungsanlage 

so groß ist. Dabei sei bekannt, dass die 

Differenzbildung mit virtuellen Messpunkten stark 

fehlerbehaftet ist. Auf der Ebene des Niederspannungsnetzes 

rechne der Versorger mehr Stromverbrauch 

ab, als Hansmeiers Biogasanlage tatsächlich 

verbraucht. Das entspreche nicht dem Recht des 

Messwesens. 

Schiedsverfahren anstreben 

Rechtsanwalt Dr. Helmut Loibl von der Kanzlei Paluka 

Rechtsanwälte Loibl Specht PartmbB in Regensburg 

sagt zu der Problematik: „Eigentlich ist 

das keine EEG-Frage, weil es um Messrecht und das 

Messstellenbetriebsgesetz geht. Aber genau hierzu 

hat die Clearingstelle bereits in der Vergangenheit 

(siehe Votum 2021/25-VIII) Entscheidungen getroffen, 

so dass ich den Weg dorthin für den ‚richtigen‘ 

halte. Hier ist deutlich eher eine praxistaugliche Entscheidung 

zu erhalten als vor einem Gericht, bei dem 

davon auszugehen ist, dass der entscheidende Richter 

bisher noch nie etwas mit dem Eichgesetz oder 

dem Messstellenbetriebsgesetz zu tun hatte. Nach 

meiner Kenntnis ist die Westnetz als Netzbetreiber 

regelmäßig auch bereit, den Weg zur Clearingstelle 

mitzugehen. Hier dürfte wohl das Schiedsverfahren 

tatsächlich der ‚richtige‘ Weg sein“. 

Und Dr. Loibl ergänzt: „Nach Abschluss des Schiedsverfahrens, 

das grundsätzlich ‚geheim‘ ist, können 

die Beteiligten auch erklären, dass der Schiedsspruch 

veröffentlicht werden kann. Dann hätte tatsächlich 

die ganze Branche etwas davon und man 

kann sich mitunter auf diese Entscheidung berufen, 

so dass nicht jeder Betreiber ein eigenes Clearingstellenverfahren 

durchführen muss.“ 

Netzbetreiber rechnet mit zu hohen 

Trafoverlusten 

Weitere Problematik: Bei der Trafomessung ist es 

nicht selten, dass die Einspeiseverluste an dieser 

Stelle geringer gemessen werden, als der Netzbetrei- 

50


PRAXIS 

ber pauschal abzieht. „Dann muss der Biogasanlagenbetreiber 

mit dem Netzbetreiber sprechen, dass 

der geringere Trafoverluste in seiner Abrechnung 

berücksichtigt“, betont Roswandowicz. Im Fall von 

Hansmeier rechne der Netzbetreiber mit Trafoverlusten 

von 1,8 bis 2,3 Prozent. Es wurden aber lediglich 

Trafoverluste zwischen 0,7 und 0,9 Prozent ermittelt. 

Wir haben es hier also mit rund einem Prozent Trafoverlust-Unterschied 

zu tun. Beispielrechnung: Bei 

4 Millionen Kilowattstunden macht 1 Prozent Unterschied 

in der Berücksichtigung der Trafoverluste 

40.000 Kilowattstunden aus. Daraus ergeben sich 

rund 12.000 Euro an entgangener Stromvergütung 

pro Jahr. Andreas Hansmeier ist richtig sauer, dass 

ihm dieses Geld jedes Jahr verlorengeht. Manche 

Netzbetreiber passen laut Christin Schmidt die Trafoverluste 

nach unten hin an. 

Roswandowicz sind Fälle bekannt, in denen Biogasanlagenbetreiber 

sich in solcher Sache an die Clearingstelle 

gewandt und Recht bekommen hätten. Die 

Netzbetreiber hätten in der Folge ihre Werte für die 

Trafoverluste anpassen müssen und die Anlagenbetreiber 

hätten Geld ausgezahlt bekommen. Die HR 

Energiemanagement GmbH hat eine Software entwickelt, 

die die Biogasanlagen dahingehend überwachen, 

ob die Strommengen zwischen Biogasanlage 

und Netzbetreiber stimmen. Das heißt, jeder Anlagenbetreiber 

zahlt einen pauschalen Verlustfaktor, 

der vom Netzbetreiber vorgegeben ist. Dieser ist 

oftmals jedoch viel zu hoch angesetzt. „Wir berechnen 

anhand des Jahreslastganges (Einspeisung) den 

tatsächlichen Transformatorverlust“, informiert Roswandowicz. 

Ein weiteres Ärgernis sei die sogenannte Schieflast 

im Netz. Die führe insbesondere in Regionen 

mit viel Windenergieeinspeisung zu Abschaltungen 

von BHKW. Der Spannungskonstanthalter AVR, 

der die Phasen gegen Schieflast regele, schalte auf 

Werkseinstellung rigoros ab, um die Generatoren vor 

Überhitzung zu schützen. Der AVR reagiere zu träge. 

Die Werkseinstellung müsse dann geändert werden 

damit der AVR schneller reagiere. So blieben die 

BHKW in Betrieb und schalteten nicht ab. 

Optimieren lasse sich auch die Einstellung des Cos 

phi bei den BHKW, die je nach Serie unterschiedlich 

eingestellt seien. Die drei großen neuen BHKW bei 

Hansmeier sind auf 0,95 eingestellt. Die müssten 

aber auf 1 stehen. Diese nachteilige Einstellung verursache 

bei einer 1-MW-Maschine einen Gasmehrverbrauch 

von 1 Prozent. Das verursache Ertragsverluste 

und Kosten. Um diesen Verlust kompensieren zu können, 

müssten 2 Prozent mehr Strom eingespeist werden. 

Beim Eigenstromverbrauch konnte durch das 

Audit eine Einsparung von 30 Prozent erzielt werden. 

Flexibler Strombezugspreis steuert 

Biogasanlage 

Ein anderer von weiteren gut 250 Kunden der HR 

Energiemanagement GmbH ist Henning Varnholt in 

Enkesen im Klei, einem Gemeindeteil von Bad Sassendorf 

(NRW). Das kleine sogenannte Haufendorf 

liegt 10 Kilometer östlich von Soest. Seine Biogasanlage 

hat er 2009 mit UTS gebaut und ans Netz 

gebracht. Ursprünglich hatte die Anlage eine elektrische 

Leistung von 190 kW. 2011 wurde ein Satelliten-BHKW-Standort 

mit einem weiteren 190-kW- 

BHKW in Betrieb genommen. 

Am Satelliten-Standort sind 58 Wärmeabnehmer 

angeschlossen. Die Erdarbeiten für das rund 3.000 

Meter lange Nährwärmenetz hat Varnholt selbst vorgenommen. 

Außerdem werden zwei Getreidetrocknungen, 

ein Ferkelaufzucht- und ein Schwei- 

51

PRAXIS 


ngen 

idungen, Leckschutzauskleidungen 

und Teichabdichtungen 

Biogasanlage Varnholt in 

Bad Sassendorf (NRW). 

nemaststall mit BHKW-Wärme 

versorgt. Vergoren werden in 

der Biogasanlage: Maissilage, 

80 Kilowattpeak Leistung und ein 50-kW- 

BHKW, das mit Biogas betrieben und im 

Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz vergütet 

wird, installiert“, erklärt Henning Varnholt 

die Wachstumsschritte. 

Hähnchenmist, Putenmist, 

Hühnertrockenkot, Rindermist, 

Schweinemist, Schweinegülle 

und Zuckerrüben saisonal 

von Oktober bis April. den Eigenstrombedarf 

Solarstrom und Klein-BHKW für 

Der Wirtschaftsdüngeranteil 

• WHG-Abdichtungen Die PV-Anlage und das Klein-BHKW sollen 

liegt bei 60 Prozent. • Behälterauskleidungen, künftig den Leckschutzauskleidungen 

Eigenstrombedarf bereitstel- 

• Schwimmbad- und Teichabdichtungen 

„2012 haben wir an beiden len. „Zu Varnholt kam der Kontakt über 

BHKW-Standorten die elektrische 

UTS zustande. Die suchten ein Fachun- 

Leistung von 190 ternehmen zum Messen deren Rührwer- 

auf 220 kW erhöht. 2015 ke. Varnholt hatte schon Bafa-geförderte, 

haben wir an der Biogasanlage 

effiziente Rührwerke von UTS eingebaut. 

ein BHKW mit 360 kW In 2020 haben wir dann die Rührwerke 

elektrischer Leistung für die vermessen mit dem Ergebnis, dass diese 

flexible Stromproduktion dazugestellt. 

mit nur 7 kW Stromaufnahme sehr effizi- 

2018 wurde der ent sind“, schildert Holger Roswandowicz 

Satelliten-Standort ebenfalls die Entwicklung. Er habe Varnholt dann 

um ein 360-kW-BHKW für ein Angebot gemacht, den Trafo von ihm 

den flexiblen Betrieb erweitert. In 2021 messen zu lassen. Was man 2021 durchgeführt 

habe ich eine ORC-Anlage gekauft, die 

habe. 

am Biogasanlagen-Standort betrieben Die Energiebilanzen seien aber in Ordnung 

gewesen, weil das klassische Mess- 

wird. Im letzten Jahr haben wir auf einem 

Stallgebäude eine Photovoltaikanlage Ausgekleideter mit Fermenter konzept mit Einbauteilen angewendet wird. Es werde rich- 

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. 

52


PRAXIS 

tig physikalisch mit Messpunkten vom 

Netzbetreiber gemessen. „Real sind die 

Trafoverluste bei 0,68 Prozent. Ob der 

Netzbetreiber künftig die 0,68 Prozent 

akzeptiert, ist noch offen“, sagt Christin 

Schmidt. Danach fragte Henning Varnholt 

bei HR Energiemanagement nach einem 

Messkonzept für das Eigenstrom-BHKW 

und die Photovoltaikanlage. Dieses wurde 

erarbeitet, der Westnetz vorgelegt und von 

ihr im Februar 2022 akzeptiert. 

Etwas später hat Roswandowicz ein Video 

veröffentlicht mit dem Hinweis, dass sich 

die Anlagenbetreiber über einen flexiblen 

Strompreis für den Bezugsstrom Gedanken 

machen sollten. Das hatte Varnholt 

gemacht, da er in einem Festpreisvertrag 

für seinen Bezugsstrom gebunden war. 

Bei der SÜWAG konnte er einen flexiblen 

Strombezugspreisvertrag bekommen. 

„Ein Vierteljahr lang haben Henning und 

ich beobachtet, wie sich die Preise entwickeln. 

Wir haben in unserem Unternehmen 

dann das Strompreis-Manager-Tool 

entwickelt“, unterstreicht Roswandowicz. 

Und Varnholt ergänzt: „Die Anlagenprogrammierung 

musste umgeschrieben 

werden, um den Strompreis-Manager integrieren 

zu können. Folgende Szenarien 

mussten in der Programmierung berücksichtigt 

werden: 

Fall 1: Strompreis maximal teuer: 

Freigabe nur Rührwerke im Fermenter, 

Rührintervall einstellbar. 

Fall 2: Strompreis über Tagesdurchschnitt: 

Freigabe nur Rührwerke im 

Fermenter und Fütterung in Betrieb, 

Rührintervall einstellbar – separat von 

Fall 1. 

Fall 3: Strompreis unter Tagesdurchschnitt: 

Freigabe Rührwerke im Fermenter 

und Nachgärer, Freigabe für die 

Fütterung und Pumpentechnik. Rührintervall 

wie in Fall 2 

Fall 4: Strompreis günstig: Freigabe aller 

Rührwerke, Fütterung und Pumptechnik 

in Betrieb. Rührintervall separat einstellbar 

wie in Fall 1, 2 und 3.“ 

Dass eine Anlage flexibel in Abhängigkeit 

von möglichst niedrigen Strombezugspreisen 

gesteuert wird, ist sicherlich ein 

Novum. Vor den Optimierungsmaßnahmen 

lag der Eigenstrombedarf der Biogasanlage 

bei rund 8,5 Prozent. Nach der 

Optimierung liegt er jetzt bei 7 Prozent. 

„Unsere Anlage hat einen um gut 15 Prozent 

geringeren Stromverbrauch als vergleichbare 

Betriebe“, freut sich Varnholt. 

Roswandowicz rät, Spitzenlasten nicht 

auszureizen, weil das Geld koste. Wer die 

Spitzenlast überschreite, der zahle dafür 

den Preis das ganze Jahr. 

Die beiden Praxisbeispiele zeigen, dass 

es sich lohnt, Fachleute einzubinden, 

um Optimierungspotenziale zu heben. In 

Zeiten teurer Substrate und hoher Strombezugspreise 

sollte kein Geld verschenkt 

werden. 

Autor 

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

Redakteur Biogas Journal 

Fachverband Biogas e.V. 

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martin.bensmann@biogas.org 

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53

WISSENSCHAFT 


BO 2 CCU heißt: Biogas verbrennen – 

nutzbar-reines CO 2 

abtrennen und 

industriell verwerten 

Forscher des Fraunhofer-Instituts UMSICHT 

in Sulzbach Rosenberg entwickeln eine 

Anlage mit einer sogenannten Oxyfuel-Verbrennung, 

in der CO 2 

aus der Biomasseverbrennung 

hochrein gewonnen werden kann. 


Im Fraunhofer-UMSICHT-Technikum in 

Sulzbach-Rosenberg. Energietechnik- 

Abteilungsleiter Martin Meiller zeigt 

auf den FLOX-Brenner einer bereits 

bestehenden Technikumsanlage. Ein 

vergleichbares System wird auch im 

BO 2 

CCU-Projekt eingebaut. 

Normalerweise bleibt auch bei der Verbrennung 

von Biogas CO 2 

(Kohlenstoffdioxid) 

als Klimagas übrig. Oder besser: 

Es wird in die Atmosphäre entlassen. 

Zwar wurde fast genau dieselbe Menge 

CO 2 

beim Pflanzenwachstum aus der Luft entnommen: 

Deshalb wird die Biogas-Nutzung prinzipiell als 

ein CO 2 

-neutraler Prozess angesehen, auch wenn die 

CO 2 

-Speicherung beispielsweise in Bäumen schon 

einmal 60 und mehr Jahre dauern kann. 

Was aber, wenn das CO 2 

nach der energetischen 

Biogas-Nutzung nicht in die Luft geblasen, sondern 

sofort und direkt einer sinnvollen, wirtschaftlichen 

Verwertung zugeführt würde? Eine solche industrielle 

Nutzung von reinem CO 2 

aus der Biomasse-Verbrennung 

nennt man in Fachkreisen „Bioenergy Carbon 

Capture and Utilization“, kurz BECCU. 

In Sulzbach-Rosenberg in der Oberpfalz, genauer gesagt 

am dortigen Teil des Oberhausener Fraunhofer- 

Instituts UMSICHT, sind die Wissenschaftler gerade 

dabei, eine neue Anlage auf die Beine beziehungsweise 

in die Laborhalle zu stellen, mit der genau eine 

solche BECCU-Erzeugung nutzbaren CO 2 

möglich werden 

soll. Aber nicht nur das: „Wir kombinieren einen 

innovativen Verbrennungsprozess von Biogas – die so 

genannte Oxyfuel-Verbrennung – mit dem BECCU Ansatz. 

Unser Ziel ist es, so CO 2 

mit einer Reinheit von 

99,5 Prozent zu erzeugen“, kündigte Doktorand Felix 

Lehner im November 2022 an. Der unaussprechliche 

Kurz-Name dieses Verfahrens „BO 2 

CCU“ steht für 

„Wärmebereitstellung und CO 2 

-Nutzung“. 

Verbrennungsprodukte: nur CO 2 

und 

Wasserdampf (H 2 

O) 

Allen Oxyfuel-Verbrennungsverfahren ist eine Besonderheit 

gemein: Die Energiegase – in diesem 

BO 2 

CCU-Projekt werden sie aus Biomasse erzeugt – 

werden mit reinem Sauerstoff (O 2 

) anstatt mit Luft 

verbrannt. „Dadurch sind als Verbrennungsprodukte 

nur CO 2 

und Wasserdampf (H 2 

O) im Abgas enthalten. 

Das dampfförmige H 2 

O kondensiert, die freigesetzte 

Wärme kann genutzt werden. Und übrig bleibt ein 

Abgas mit einer CO 2 

-Konzentration von über etwa 

95 Prozent“, erklären die Fraunhofer-UMSICHT- 

Wissenschaftler*innen. 

Der Sulzbach-Rosenberger Energietechnik-Abteilungsleiter 

Martin Meiller nennt aber auch den 

FOTOS: HEINZ WRANESCHITZ/BILDTEXT.DE 

72


FLOX-Verfahren 

Bei der Oxyfuel-Verbrennung kommt ein nach dem „FLOX“-Prinzip arbeitender Brenner zum Einsatz. 

FLOX steht für „Flammenlose Oxidation“, also die Verbrennung ohne Flamme. „Diese Technologie 

ermöglicht Hochtemperaturprozesse, bei denen trotz hoher Luftvorwärmung von über 700 

Grad der NOx-Anteil im Abgas um mehr als eine Zehnerpotenz niedriger als bei einer traditionellen 

Flammenverbrennung liegt. Bei richtiger Anordnung der Düsen oxidiert der Brennstoff bei Temperaturen 

über 850 Grad sehr gleichmäßig ohne jede Flamme“, heißt es von der Deutschen Bundesstiftung 

Umwelt (DBU). 

Die FLOX-Entwickler, Vater und Sohn Joachim Alfred und Joachim Georg Wünning, Gesellschafter 

der WS-Gruppe aus Renningen bei Stuttgart, bekamen für ihr System bereits 2011 den Deutschen 

Umweltpreis der DBU. Auch der BtX-Reformer der WS-Tochter BtX-Energy GmbH arbeitet mit einem 

FLOX-Brenner (siehe Biogas-Journal 3_2021, Seiten 70 bis 73). 

WRA 

Hauptgrund, warum eine weit verbreitete 

CO 2 

-Verwertung über BECCU-Systeme 

grundsätzlich für die Erde und die 

Menschheit so wichtig wäre: „Um CO 2 

- 

negativ zu sein, brauchen wir industrielle 

Prozesse, die Kohlenstoff (C) aus der 

Atmosphäre entziehen.“ Ansonsten dürfte 

der menschgemachte Klimakollaps 

kaum mehr zu verhindern sein: Da stimmen 

die Berechnungen fast aller Fach- 

Wissenschaftler*innen weltweit überein. 

Von der geplanten BECCU-Anlage ist bei 

unserem Besuch der Oberpfälzer UM- 

SICHT-Niederlassung im Januar 2023 

zwar noch nichts zu sehen. 

Auch wenn die ersten Ideen 

schon 2020 kreiert 

wurden: Das von der 

Fraunhofer-Gesellschaft 

selbst finanzierte, 

auf drei Jahre 

„In Chemieparks beispielsweise habe ich die 

Infrastruktur, um das CO 2 

in die Nutzung zu 

überführen“, erläutert Martin Meiller. 

„Wir werden das 

CO 2 

abfüllen und 

Forschungspartnern zur 

Verfügung stellen“ 

Martin Meiller 

angelegte Projekt „BO 2 

CCU“ startete erst 

vor gut einem Jahr. „Ursprünglich wollten 

wir nach 1,5 Jahren in Betrieb gehen. 

Doch die Lieferzeiten sind aktuell ein 

Problem; Ende Quartal drei dieses Jahres 

ist realistisch. Dann haben wir noch lange 

Zeit zum Test“, ist Meiller überzeugt. 

Ein wichtiges Forschungsziel dabei: 

„CO 2 

in der Reinheitsqualität für Mineralwasser 

zu gewinnen. Wir werden das 

CO 2 

abfüllen und Forschungspartnern zur 

Verfügung stellen. Rein über das Oxyfuel- 

Verfahren erreichen wir schon eine Konzentration 

von 95 bis 99,5%. Ausgehend 

von dieser hohen Konzentration 

können höhere Reinheiten 

z.B. für Lebensmittelanwendungen 

deutlich 

effizienter erreicht 

werden.“ 

Meiller weiß also bereits 

ganz genau, was 

die Anlage im Technikumsformat 

einmal 

können soll, wie sie aussehen 

und wo sie stehen 

wird. Das Brennersystem im 

Demonstrationsmaßstab ist mit einer 

thermischen Leistung von 50 Kilowatt 

(kW) geplant. Doch wenn das auch nach 

wenig klingt: „Der dezentrale Maßstab 

einer solchen Anlage kann kleinen und 

mittelständischen Unternehmen (KMU) 

der Bioenergie-Branche die Umsetzung 

CO 2 

-neutraler Anlagen ermöglichen“, 

blickt das UMSICHT-Team voraus. 

Oxyfuel-Systeme haben aber eine weitere 

Besonderheit. Quasi nebenbei verarbeiten 

sie nämlich ein „Abfallprodukt“, das 

bei der Herstellung von reinem, grünem 

Wasserstoff (H 2 

) mit Ökostrom an- 

73 

BIOGASANALYSE 

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WISSENSCHAFT 

der Klassiker für die Analyse 

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, H 2 

S, CO 2 

, H 2 

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WISSENSCHAFT 


Fraunhofer UMSICHT 

Das Fraunhofer-Institut UMSICHT sieht sich 

selbst als „Wegbereiter in eine nachhaltige 

Welt“. Dabei steht das Kürzel UMSICHT für 

Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik. 

An den drei Standorten in Oberhausen, 

Willich und Sulzbach-Rosenberg waren 

2021 608 Mitarbeiter*innen beschäftigt. 

Diese erwirtschafteten einen Umsatz von 

mehr als 57,8 Millionen Euro. 

Das gesamte Institut leiste mit seiner 

„Forschung in den Bereichen klimaneutrale 

Energiesysteme, ressourceneffiziente 

Prozesse und zirkuläre Produkte konkrete 

Beiträge zum Erreichen der 17 Sustainable 

Development Goals (SDGs) der Vereinten 

Nationen“, so die Selbstdarstellung. Im 

Zentrum dabei stehe „die Balance von wirtschaftlich 

erfolgreichen, sozial gerechten 

und umweltverträglichen Entwicklungen“. 

Am UMSICHT-Standort Sulzbach-Rosenberg 

arbeiten zurzeit 114 Menschen daran 

mit. Hier werden technische Verfahren 

konkret analysiert, entwickelt, erprobt 

und optimiert. Man verstehe sich „als 

Schnittstelle zwischen Wissenschaft und 

Wirtschaft. Für industrielle und öffentliche 

Auftraggeber werden neueste Erkenntnisse 

in marktfähige Technologien, Produkte und 

Dienstleistungen umgesetzt“, heißt es von 

der Pressestelle. 

Mit dem Projekt BO 2 

CCU befassen sind 

neben dem Leitungsteam besonders zwei 

Doktoranden. Nicht zu vergessen die Techniker, 

die vieles selbst fertigen, wie zum 

Beispiel die Steuerungen. 

WRA 

fällt: Den ebenfalls reinen Sauerstoff (O 2 

). H 2 

ist bekanntlich 

jenes Gas, von dem sich gerade die Politik 

die Lösung fast aller Zukunftsenergieprobleme verspricht. 

Deshalb ist der Aufbau von Elektrolyseuren 

an vielen Orten hierzulande im Gange, um eine so 

genannte „Wasserstoffwirtschaft“ zu ermöglichen. 

Sinnvolle Ergänzung an Elektrolyse- 

Standorten 

Und wenn die aktuellen Pläne des Bundesministeriums 

für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) Realität 

werden, „würden hierzulande im Jahr 2030 rund 

1,8 Millionen (Mio.) Tonnen (t) Sauerstoff (O 2 

), im 

Jahr 2050 bis zu 18 Mio. t O 2 

als bisher ungenutztes 

Koppelprodukt anfallen. Durch 

die Fraunhofer-Technologie könnten 

Elektrolyse-Standorte ergänzt und 

eine wirtschaftliche Verwertungsoption 

für das O 2 

geschaffen werden“, 

nennt das UMSICHT-Team Nutzungspläne 

für seine BO 2 

CCU-Idee. 

Doch wo konkret könnte deren Einsatz 

sein? „Idealerweise dort, wo H 2 

-Bedarf, 

Energiebedarf (für Prozesswärme) 

und CO 2 

-Verwertung gleichzeitig 

existieren. In Chemieparks beispielsweise 

habe ich die Infrastruktur, um 

das CO 2 

in die Nutzung zu überführen“, 

erläutert Martin Meiller. Ob Industrieparks, 

Raffinerien, aber auch 

Klär- oder Biogasanlagen: Viele könnten 

BO 2 

CCU als Add-On verwenden. 

Dabei sei wichtig, das entstehende 

CO 2 

möglichst schnell in langlebige 

Produkte umzuwandeln, statt es irgendwo 

zwischenzuspeichern. Kunststoffprodukte, 

Chemikalien, Dünger, aber auch Kraftstoffe 

hat UMSICHT dabei im Blick. Doch auch nicht 

zu vergessen: CO 2 

ist ein wichtiges technisches Gas, 

zum Beispiel in der Getränkeindustrie als Kohlensäure 

unerlässlich. 

Für größere Biogasanlagen interessant 

Grundsätzlich seien deshalb bei der künftigen BO 2 

C- 

CU-Standortwahl im Industriemaßstab zwei Fragen 

gleichermaßen zu beantworten, sagt Meiller: „Woher 

kommt der Sauerstoff, und wo kann ich das CO 2 

unterbringen?“ 

Weswegen nicht unbedingt die kleinen 

70-kW-, sondern „Biogasstandorte, die etwas größer 

sind“, dafür infrage kommen dürften. Sollten die 

Wärmetauscher - Effzient. Zuverlässig. Individuell. 

ABGASWÄRMETAUSCHER 

GASWÄRMETAUSCHER 

74


WISSENSCHAFT 

Elektrolyse Oxyfuel-Verbrennung Biogas 

Technikumsversuche erfolgreich 

verlaufen, sei ein 

Upscaling im Verhältnis 

von etwa zehn angedacht. 

Dafür jedoch seien Industriepartner 

notwendig, gibt 

er zu. Aber auch wenn die 

zurzeit noch nicht Schlange 

stünden, sei das kein 

Schaden. Denn: „Wir können 

durch unsere eigenen 

Mittel schneller reagieren, 

die Anlage anpassen. 

Deshalb gehen wir diesen 

ersten Schritt alleine. Aber 

für den zweiten Schritt 

brauchen wir unbedingt 

Firmen, die den weiteren 

Weg mit uns gehen.“ 

Ohnehin eigne sich nicht nur Biogas als 

Brennstoff für das BO 2 

CCO-Verfahren, so 

der UMSICHT-Energieabteilungs-Chef: 

„Grundsätzlich geht es auch mit Klärgas, 

Pyrolysegas, Synthesegasen. Alle biogenen 

Gase halt, bei denen die Oxidation 

nicht nur mit normaler Luft, sondern auch 

mit reinem Sauerstoff möglich ist.“ Doch 

zunächst geht es – wie beschrieben – um 

den Aufbau eines 50-kW-Demonstrators 

in einem der Technika in Sulzbach-Rosenberg. 

Das ist eine Halle von 800 Quadratmetern 

Grundfläche und 16 Metern 

Höhe, in der laufend verschiedene Versuchsaufbauten 

getestet werden. Teilweise 

sind auch Flächen an Industriepartner 

vermietet. 

Projekt: 

BO 2 CCU 

Weiterverarbeitung in Produkte 

z.B. zu Kunststoffen, Chemikalien, 

Kraftstoffen, Dünger etc. 

Wärme, CO 2 und H 2 O 

Kohlenstoffabscheidung 

und -nutzung (CCU) 

Nutzung von überschüssigem 

Sauerstoff aus Elektrolyse für die 

Oxyfuel-Verbrennung von Biogas. 

Erzeugung von hochreinem CO 2 für 

die industrielle Nutzung. 

Physikalische Nutzung als 

technisches Gas 

z.B. Getränkeindustrie 

Für die Komponenten wie Brenner, Brennkammer, 

Wärmeübertrager, Kondensator 

zur Wasserabscheidung aus dem Abgas 

aber gelte: „All das werden wir im ersten 

Schritt hier vor Ort aus eigenen Mitteln im 

Lauf des Jahres realisieren“, so Meiller. Investitionen 

von um die 350.000 Euro seien 

genehmigt, die Komponenten bestellt. 

Sehr wichtig ist dabei der Kondensator: 

Um nach der Kondensation bereits einen 

hohen Reinheitsgrad des CO 2 

zu erreichen, 

also mit nur noch möglichst wenig 

Wasserdampf darin, soll hier mit Niedertemperatur 

gearbeitet werden. Dennoch 

gehe bei dem gesamten Prozess nicht 

viel Energie verloren: Das System selbst, 

also Verbrennung und Wärmeübertrager 

laufe nicht viel anders ab als bei Biomasseanlagen 

üblich, mit 90 bis 95 Prozent 

Wirkungsgrad also. Energiefragen stellten 

sich vor allem dann, wenn das CO 2 

oder 

der Sauerstoff verdichtet werden müsse, 

beispielsweise um die Gase zu transportieren, 

erklärt das UMSICHT-Team. 

Autor 

Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz 

Freier Journalist 

Deutscher Medien-Solarpreisträger 2018 

Feld-am-See-Ring 15a 

91452 Wilhermsdorf 

0 91 02/31 81 62 

01 71/7 35 69 47 

heinz.wraneschitz@t-online.de 

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75 

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INTERNATIONAL 


Shikaoi Hydrogen 

Farm: Biogasanlage 

des örtlichen Umweltzentrums. 

JAPAN 

Milch, Mist und 

Wasserstoff 

Biogas spielt beim japanischen Energiemix 

bisher keine große Rolle. Doch das könnte 

sich bald ändern. Zudem werden im Land 

der aufgehenden Sonne einige innovative 

Konzepte erprobt. 


Mit 83.000 Quadratkilometern ist Hokkaido 

Japans zweitgrößte Insel. Dennoch 

verirren sich nicht viele Japaner 

hierher, außer vielleicht im Winter zum 

Skifahren. Auf Hokkaido wurden 1972 

immerhin die Olympischen Winterspiele ausgetragen. 

Ganz im Norden Japans, auf einer Höhe mit Wladiwostok 

gelegen, herrschen auf der Insel den langen 

Winter über frostige Temperaturen. Und es fällt viel 

Schnee. Ungeachtet dessen wird auf Hokkaido ein 

großer Teil der im Land hergestellten Lebensmittel 

angebaut. 

Das Zentrum der Landwirtschaft liegt in der Region 

Tokkachi, rund um die Stadt Obihiro. Nirgendwo sonst 

ist Japan so flach und weitläufig wie hier. Wären da 

nicht die Bergketten am Horizont, könnte man sich in 

Norddeutschland wähnen. Auf den Feldern wachsen 

Tokio 

Mais, Kartoffeln, Zwiebeln, Rüben oder Kohl. Riesige 

Farmen produzieren Fleisch und Milchprodukte, die 

bis in den äußersten Süden des viertgrößten Inselstaates 

der Welt verkauft werden. 

So ist es nicht verwunderlich, dass hier auch ein großer 

Teil der japanischen Biogasanlagen steht. Von 

den rund 220 Anlagen des Landes arbeiten einhundert 

mit Substraten aus der Landwirtschaft. Siebzig 

davon befinden sich laut einer Studie des ECOS-Institutes 

aus Osnabrück für das EU-Japan Centre auf 

Hokkaido. 

Biogasanlage für Dung von 20.000 Kühen 

„Wir mussten vor allem für die großen Mengen Dung 

eine Lösung finden“, sagt Yoichi Abo, „in unserer Gemeinde 

Shikaoi leben 5.500 Menschen und 20.000 

Kühe.“ Also investierte die Gemeinde mit der Unterstützung 

der japanischen Regierung in ein Umweltzentrum, 

dessen Leiter Yoichi Abo ist. Herzstück des 

Umweltzentrums ist eine im Oktober 2007 in Betrieb 

gegangene Biogasanlage. 

Täglich befüllen Lastwagen deren Fermenter mit über 

130 Tonnen Gülle. Hinzu kommen kleine Mengen organischer 

Siedlungsabfälle sowie Schmutzwasser. 

Die damit täglich erzielten 3.900 Kubikmeter Biogas 

verstromen zwei Blockheizkraftwerke (BHKW) 

FOTOS: MARTIN EGBERT 

108


INTERNATIONAL 

zu 6.000 Kilowattstunden Strom, genug für 600 

Haushalte. „Vor allem aber haben wir deutlich weniger 

Geruchsbelästigung im Ort“, lässt Yoichi Abo 

einblicken. 

Yoichi Abo und sein Team haben also gezeigt, wie 

aus einem Problem eine Lösung werden kann. Eine 

zweite Anlage mit einer Aufnahme-Kapazität von 200 

Tonnen Gülle täglich ist in Planung. Dann könnte die 

Gemeinde bald energieautark werden. Vor allem aber 

soll das Umweltzentrum auch demonstrieren, was 

so alles möglich ist mit der Biogas-Technologie: Die 

Reststoffe der Anlage werden als Dünger verkauft und 

mit der Abwärme der beiden BHKW drei Gewächshäuser 

beheizt, in denen Mangos und Süßkartoffeln 

wachsen. 

Auch eine kleine Störzucht nutzt die Abwärme der 

BHKW. Bald soll es Biogas-Kaviar geben. In Zukunft 

will Yoichi Abo zudem das CO 2 

aus der Anlage für 

die Herstellung von Trockeneis vermarkten. Sein 

neuester Coup aber ist eine mit Methan betriebene 

Wasserstoff-Tankstelle, die das alles in den Schatten 

stellt. „Wir sind die erste Tankstelle in Japan, die 

Wasserstoff aus mit Gülle gewonnenem Methan herstellt“, 

sagt Yoichi Abo. Ansonsten gibt es nur noch 

eine weitere Methan-Wasserstoff-Tankstelle, die vor 


Farm: Der Wasserstoff 

wird per Dampfreformierung 

gewonnen. 

„Wir sind die erste 

Tankstelle in Japan, die 

Wasserstoff aus mit Gülle 

gewonnenem Methan 

herstellt“ 

Yoichi Abo 

kurzem in Fukuoka auf der 

südlichen Hauptinsel Kyūshū 

in Betrieb gegangen ist und 

Schmutzwasser vergärt. 

Die Shikaoi Hydrogen Farm 

beschert dem Umweltzentrum 

Besucher aus der ganzen Welt. 

„Vor kurzem war der chilenische Botschafter hier, und 

für morgen hat sich eine Besuchergruppe aus Thailand 

angekündigt“, sagt Yoichi Abo stolz. Die heutigen 

Besucher, eine Gruppe japanischer Geschäftsleute in 

schwarzen Business-Anzügen, gehören zum Alltag auf 

der Shikaoi Hydrogen Farm. Gerade schlendern sie an 

der Tankstelle vorbei, vor der ein weißer Wasserstoff- 

Toyota Mirai steht. 

Das vor fünf Jahren erste in Großserie 

gefertigte Wasserstoff-Auto gehört Yoichi 

Abo. Dieses Modell schafft mit einem Mal 

Volltanken 500 Kilometer, das Nachfolgemodell 

schon 650 Kilometer. „Für 500 Kilometer 

sind 60 Kubikmeter Wasserstoff 

nötig, die stellen wir aus 25 Kubikmeter 

Methan her, bei größeren Mengen lässt 

sich die Effizienz aber auf ein Verhältnis 

von 1:4 steigern“, erklärt Yoichi Abo. 

Jede Kuh liefert pro Jahr 

Wasserstoff für 10.000 Kilometer 

Wasserstoff aus Methan wird mit der sogenannten 

Dampfreformation gewonnen, 

einem kostengünstigeren Verfahren als 

der Elektrolyse. Dabei reagieren Methan 

und Wasserdampf unter großer Hitze und 

Druck zu Kohlenmonoxid und Wasserstoff. 

„Jede Kuh hinterlässt 23 Tonnen 

Exkremente pro Jahr“, erklärt Yoichi Abo, 

„daraus lässt sich Wasserstoff für 10.000 

Kilometer herstellen, so viel wie ein Japaner 

durchschnittlich im Jahr privat fährt.“ 

Doch noch herrscht wenig Betrieb an 

der Wasserstoff-Tankstelle. An manchen 

Tagen ist neben Yoichi Abos Wagen der 

Gabelstapler des Umweltzentrums das 

einzige Fahrzeug, das zum Tanken an die 

blitzblanke Station kommt. Brennstoffzellen-Autos 

sind doppelt so teuer 

Yoichi Abo hat die entlegene 

Insel Hokkaido 

mit seiner Shikaoi 

Hydrogen Farm 

ins Weltgeschehen 

gerückt. Fast täglich 

kommen internationale 

Gäste, um die 

Wasserstofftankstelle 

der Biogasanlage zu 

besichtigen. 

109

INTERNATIONAL 



Farm: Mangoanbau 

im Gewächshaus 

unter Verwendung 

von überschüssiger 

Wärme aus der 

Biogasanlage. 


Farm: Eine kleine 

Stör-Zucht nutzt 

ebenfalls die Abwärme 

der BHKW. 

in der Anschaffung. „Bisher gibt es gerade 

einmal 50 Brennstoffzellen-Autos auf 

ganz Hokkaido, aber das wird sich hoffentlich 

bald ändern“, so Yoichi Abo. Da 

es sich um ein Pilotprojekt handelt, muss 

Abo zum Glück erst mal keine schwarze 

Zahlen schreiben. Carsten Bussacker 

hingegen schon. Der Hamburger lebt 

seit 16 Jahren in Japan. Meistens ist der 

studierte Japanologe im Blaumann unterwegs. 

Seit neun Jahren kümmert er sich 

bei Tsuchiya Dairy Equipment & Systems 

um Verkauf, Installation und Wartung von 

Biogasanlagen. Das Geschäftsfeld ist bei 

dem Landmaschinen-Unternehmen mit 

150 Mitarbeitern ordentlich gewachsen. 

„Biogas wird immer wichtiger für uns. Wir 

haben schon 62 Anlagen mit einer Leistung 

von insgesamt 13 Megawatt gebaut, 

fast alle davon stehen auf Hokkaido“, 

erklärt Bussacker auf der Fahrt zu einer 

der Anlagen. Krähen sitzen in den kahlen 

Bäumen am Straßenrand, den meterhohe 

Holzpfähle mit rotweißen Pfeilen säumen. 

Mit ihrer Hilfe kann man auch bei hohem 

Schnee dem Verlauf der Straße folgen. 

„Bis vor drei Jahren gab es hier einen 

regelrechten Boom“, erklärt Bussacker. 

Einerseits mussten die großen Fleischund 

Milchviehbetriebe sich etwas für die 

Entsorgung von Mist und Gülle einfallen 

lassen. Auch wenn bislang das Ausbringen 

von unbehandelten Exkrementen gesetzlich 

erlaubt ist, wächst das Bewusstsein 

für die Gefahren für das Trinkwasser 

und mit gesetzlichen Regelungen wird zu 

rechnen sein. 

Shikaoi Hydrogen Farm: An dieser Tankstelle wird Wasserstoff aus Biogas bereitgestellt. Der 

Wasserstoff-Toyota Mirai ist das erste in Großserie gefertigte Wasserstoff-Auto. Dieses Modell 

schafft mit einem Mal Volltanken 500 Kilometer, das Nachfolgemodell schon 650 Kilometer. 

Für 500 Kilometer sind 60 Kubikmeter Wasserstoff nötig 

Komfortabler Einspeisetarif 

Wichtiger für die große Nachfrage nach 

Biogas aber war der gesetzliche Einspeisetarif 

von umgerechnet komfortablen 

etwa 30 Eurocent pro Kilowattstunde auf 

zwanzig Jahre. Dieser Feed-In-Tarif ist 

zwar zu Jahresbeginn 2023 etwas heruntergesetzt 

worden, stellt aber immer noch 

einen großen Anreiz dar. Hinzu kommen 

zahlreiche Direktförderungen für Investitionen 

in der Landwirtschaft. 

Begrenzt hat die Erneuerbaren Energien 

vor allem auf Hokkaido der mangelhafte 

Netzausbau. Die Verbindung zur größten 

Hauptinsel Japans, Honshū, lässt zu wünschen 

übrig und behindert damit Möglichkeiten 

zu regeln. Den Netzanschluss 

ihrer Anlagen müssen die Betreiber zudem 

häufig selbst und teuer bezahlen. 

110


INTERNATIONAL 

ENERGIEWENDE 

mitgestalten 

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mit der neuen 

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Oona Farm in Obihiro: Interessante Bauweise der Biogasanlage – die Gasspeicher befinden 

sich auf dem Betondach der Gärbehälter in den halbrunden Wellblechhütten. 

Regeneratives 

Speicherkraftwerk 

Seit zwei Jahren gibt es zudem keine 

Einspeisegarantie mehr. Erst vor kurzem 

ist der Energiemarkt in Japan vollständig 

liberalisiert worden. 

Seit 2020 sind Erzeugung und Netzbetrieb 

formal getrennt und in privater 

Hand. Die großen, regional organisierten 

Versorger aber sind nach wie vor einflussreich 

und können einiges behindern. Dafür 

wurde allerdings vor einem Jahr eine 

Regelung für die Direktvermarktung von 

Energie eingeführt. Und die Politik fordert 

verstärkt den Ausbau der Netze. „Deshalb 

rechnen wir mit einem Anziehen der 

Nachfrage“, hofft Carsten Bussacker. 

Mist belastet Rührwerke höher 

Er lenkt seinen Wagen auf die Einfahrt 

zur Oona Farm, vorbei an sehr großen 

Unterständen für Maschinen und Silageballen. 

4.000 Fleischkühe stehen in offen 

Ställen. Ihr Atem dampft in die kühle 

Herbstluft. „Das hier war vor zwei Jahren 

unsere erste Anlage für Mist an- 

In Shikaoi leben fast viermal so viele Rinder wie Menschen. Von deren Hinterlassenschaften landen 

täglich 130 Tonnen Gülle in der Biogasanlage des Umweltzentrums der Gemeinde. Kein Wunder, dass 

der Gasspeicher immer gut gefüllt ist. 

Gewonnene Energie 

► 600 KW/h Bemessungsleistung 

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Großer Wärmespeicher 

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► Doppelter Verdienst an 

der Wärme 

Großer Gasspeicher 

► Maximale Flexibilität 

111

INTERNATIONAL 


Carsten Bussacker lebt seit 16 Jahren 

in Japan. Seit neun Jahren kümmert er 

sich um die Installation und Wartung 

von Biogasanlagen seines Arbeitgebers 

Tsuchiya Dairy Equipment & Systems. 

Oben links: Biogasanlage des 

Agrarkonzerns Nobels Co. Ltd. 

in Urahoro. 

Unten: Gärdüngerseparation und 

Lagerung der Feststoffe auf der 

Biogasanlage in Urahoro. 

stelle von Gülle“, erklärt Bussacker auf dem Weg zu 

einem der Fermenter. Mist bedeutet weniger Gasertrag 

und eine höhere Belastung der Rührwerke. „Wir 

betreuen unsere Anlagen sehr eng, weil die Kunden 

eine hohe Auslastung erwarten, die wir mit 97 bis 98 

Prozent Laufzeiten auch erfüllen.“ 

Mitunter muss Bussacker dafür einiges ausbaden. 

Auf der Oona Farm zum Beispiel haben die Betreiber 

neben Mist auch andere Substrate eingesetzt, 

wie etwa Reismehl. In der Folge bildete sich zu viel 

Schaum im Fermenter. „Eine Biogasanlage ist ein 

lebender Körper, den man ziemlich schnell um die 

Ecke bringen kann“, so die lockere Erkenntnis von 

Carsten Bussacker, der bei dem Satz grinst. Dann 

steigt er eine schmale Leiter hinauf und betritt mit 

festen Schritten das Dach des 3.400 Kubikmeter 

großen ersten Fermenters. „Wände und Dachplatten 

bauen wir in zwanzig Zentimeter Stahlbeton, 

schließlich befinden wir uns in 

einem Erdbebengebiet, finanzieren lässt 

sich das aber nur mit den entsprechenden 

Einspeisetarifen“, lässt Bussacker 

einblicken. 

Auf dem Dach dann steht eine Art Nissenhütte 

aus Stahlblech, in der sich der 

Gasspeicher befindet. Die Abwärme der 

beiden BHKW wird ausschließlich für die Anlage 

genutzt. Die Fleischfarm hat keine Melkstände, die 

geheizt werden müssten. Zudem können die Temperaturen 

im Januar und Februar auf Hokkaido im zweistelligen 

Minusbereich liegen. Das ist auch der Grund 

für eine weitere Besonderheit, einem Notbrenner zum 

Heizen, falls die BHKW ausfallen. Das auf dem Markt 

erhältliche Modell hat Bussacker so modifiziert, dass 

es mit dem Biogas der Anlage heizt. 

Komponenten deutscher Hersteller 

Teile und Maschinen für ihre Eigenkonstruktionen 

bezieht Tsuchiya Dairy Equipment & Systems überwiegend 

aus Deutschland, von PlanET Biogastechnik 

in Gescher, Flygt, Vogelsang oder 2G, von denen auch 

zwei Wasserstoff-BHKW in Japan laufen. Deutsche 

Firmen sind aber auch als Systemanbieter vor Ort. 

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INTERNATIONAL 

Yasuhiro Nishio, Betriebsmanager 

der Biogasanlage von Nobels Co. 

Ltd. in Urahoro, die vom deutschen 

Unternehmen Weltec Biopower 

errichtet worden ist. 

Nicht weit von Obihiro entfernt betreibt 

der Agrarkonzern Nobels Co. Ltd. zwei 

Milchfarmen mit insgesamt 36.000 Tieren. 

Auf beiden Farmen sind Biogasanlagen 

in Betrieb. Eine mit 750 Kilowatt 

installierter elektrischer Leistung und 

eine eines japanischen Herstellers sowie 

eine 250-kW-Anlage von Weltec. Im März 

soll eine weitere des Herstellers aus dem 

niedersächsischen Vechta für Nobels Co. 

Ltd. auf Honsh in Betrieb gehen. 

„Wir wollen vor allem die Gülle behandeln, 

auch wenn das gesetzlich noch 

nicht vorgeschrieben ist“, erklärt Betriebsmanager 

Yasuhiro Nishio. „Ohne 

den guten Einspeisetarif hätten wir die 

Investition in die verhältnismäßig teure 

Anlage des japanischen Herstellers allerdings 

nicht getätigt.“ Die elektrische 

Energie aus dem 2G-BHKW der Weltec- 

Anlage auf der kleineren der beiden Farmen 

von Nobels auf Hokkaido verbraucht 

der Betrieb direkt, für Licht und die Melkmaschinen. 

Das ist aber keine Entscheidung 

aus freien Stücken, sondern dem 

mangelhaften Netzausbau geschuldet. 

Regierung bezuschusste 

Biogasinvest teilweise direkt 

„Natürlich hätten wir dem Versorger lieber 

15 Eurocent für die Kilowattstunde 

für unseren Verbrauch bezahlt und für 

30 Eurocent eingespeist“, sagt Yasuhiro 

Nishio. Dafür aber wurden die Investitionen 

in die Biogasanlage zum Teil direkt 

von der Regierung bezuschusst. Zudem 

führt der Dünger aus den Reststoffen zu 

guten Ergebnissen auf den 600 Hektar 

großen eigenen Anbauflächen für Futtermais. 

Vor der Halle mit den dampfenden Gärresten 

erklärt Yasuhiro Nishio einen weiteren 

Vorteil. Bevor die Gärreste auf den 

Äckern ausgebracht werden, pendeln sie 

als Einstreu zwischen den Ställen und, 

wiederum angereichert mit Dung, dem 

Fermenter der Biogasanlage. Auf die 

Äcker kommen sie erst, wenn die Menge 

zu groß wird. „Das spart uns sehr viel 

Geld für Stroh als Einstreu.“ 

Bei der Summe dieser Vorteile stellt sich 

die Frage, warum Biogas mit einer installierten 

Leistung von gerade einmal 85 

Megawatt eine so untergeordnete Rolle 

im japanischen Energiemix spielt. Auch 

gibt es keine Pläne für die Nutzung von 

Biomethan als Ersatz für fossile Brennstoffe. 

Nach wie vor hängt die hoch entwickelte 

Industrienation zu zwei Dritteln 

von Gas, Kohle und Erdöl ab. 

Trotz aller Energiespar-Appelle nach Fukushima 

verbraucht der durchschnittliche 

Japaner ein Drittel mehr elektrische 

Energie als ein Europäer. Ein Rundgang 

durch das für seine übergroßen Leuchtreklamen 

weltberühmte Tokioter Viertel 

Shinjuku oder schlicht der Besuch einer 

privaten oder öffentlichen Standard-Toilette 

mit geheizter Brille, automatischer 

Spülung und Föhn von unten verdeutlicht 

wofür. 

20 Prozent Erneuerbare mit 

Solarenergie und Wasserkraft 

erreicht 

Nach dem verheerenden Erdbeben und 

der Reaktorkatastrophe von Fukushima 

in 2011 hatte die japanische Regierung 

in ihrem 5. Energieversorgungs-Plan 

von 2015 einen Anteil von Erneuerbaren 

Energien von 22 bis 24 Prozent an 

der Stromversorgung beschlossen. Vor 

Fukushima waren dagegen nur 10 Prozent 

vorgesehen. Der Anteil von einem 

Fünftel Erneuerbare ist heute erreicht. 

Das meiste davon stammt aus Solar- und 

Wasserkraft. Aus Biomasse kommen gerade 

einmal 2,7 Prozent. An der Energie 

aus Biomasse hat Biogas einen Anteil von 

nur 1,5 Prozent. 

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INTERNATIONAL 


Biogasanlage des Abfallentsorger Dispo Co. Ltd. Dispo entsorgt Gewerbeabfälle in Obihiro und den 

umliegenden Gemeinden. Für die Verarbeitung der organischen Abfälle hat das Unternehmen 2017 eine 

Biogasanlage mit 150 kW Leistung von Tsuchiya Dairy Equipment & Systems in Betrieb genommen. 

Arita Hirotaka, Betriebsleiter der 

Biogasanlage von Dispo Co.Ltd. 

Aufgrund von internationalem Druck hat Japan seine 

Klimaziele nachgebessert und unter anderem den 

6. Energieversorgungs-Plan vorgelegt. Die schlechte 

Nachricht zuerst: Entgegen vorheriger Versprechen 

wird der Atomenergie wieder ein Anteil von einem 

Fünftel am Energiemix zugedacht. Die gute Nachricht: 

Der Anteil der Erneuerbaren soll bis 2030 auf 

insgesamt 36 bis 38 Prozent steigen. Wasserstoff 

soll eine wichtige Rolle spielen. Und mit 3,7 bis 4,6 

Prozent bis 2030 soll Biomasse an Bedeutung gewinnen, 

auch als Wirtschaftsmotor in ländlichen Regionen. 

Davon wird Biogas profitieren. 

Auch lässt sich der Biogasanteil von derzeit 85 Megawatt 

als positiver Trend sehen, stellt er doch einen 

nicht unerheblichen Anstieg im Vergleich zu sieben 

Megawatt in 2012 dar. Die Autoren der eingangs erwähnten 

Studie des ECOS-Institutes erwarten deshalb 

ein starkes Wachstum des Biogasmarktes noch 

in dieser Dekade. 

Erst 10 Prozent der anfallenden 

Wirtschaftsdünger werden vergoren 

In der Verwendung von Nutztier-Exkrementen sehen 

sie ein Potenzial von 1,65 Gigawatt elektrischer Leistung. 

Die Nutzung von Energiepflanzen kommt aufgrund 

der geringen Verfügbarkeit von Ackerflächen 

im Land nicht infrage. Von Mist und Gülle aber werden 

bisher gerade einmal 10 Prozent energetisch genutzt. 

Großes Potenzial sehen die Experten auch für 

Lebensmittelabfälle aus der Industrie als Substrat. 

Organische Siedlungsabfälle können aufgrund ihrer 

Trennung lediglich in brennbar und nicht-brennbar 

bisher nicht genutzt werden. 6,5 Millionen Tonnen 

Lebensmittelabfälle fallen jedes Jahr in Japan an. 

Das meiste wird kompostiert oder zu Viehfutter verarbeitet. 

Doch arbeiten immerhin 42 Biogasanlagen 

im Land mit industriellen Lebensmittelabfällen. Das 

aber kann Tücken haben. Davon kann Arita Hirotaka 

von der Dispo Co.Ltd. ein Lied singen. Schon von 

weitem ist das Logo des Abfallentsorgers, ein großes 

I love Recycle mit einem roten Herz, an der weißen 

Halle am Rande von Obihiro zu sehen. Auf dem Hof 

stehen Müllfahrzeuge und Tankwagen. 

Dispo entsorgt Gewerbeabfälle in Obihiro und den 

umliegenden Gemeinden. Für die Bearbeitung der 

organischen Abfälle hat das Unternehmen 2017 

eine Biogasanlagen mit 150 kW von Tsuchiya Dairy 

Equipment & Systems in Betrieb genommen. „Bis 

zum Mai 2022 ist die Anlage sehr gut gelaufen, mit 

über 1.100 Megawattstunden elektrischer Leistung 

manche Jahre sogar über unseren Erwartungen“, erklärt 

der Betriebsleiter. 

„Die Entpackungsmaschine funktioniert gut und die 

Substrate lassen sich einfach organisieren.“ In der 

Umgebung arbeiten ein Hersteller von Kartoffelchips 

sowie eine Firma, die aus rotem Bohnenmus traditionelle 

Süßigkeiten herstellt. Zudem gibt es Molkereien 

sowie Milchviehbetriebe. „Der Weg über die Biogas- 

Anlage ist schneller und kostengünstiger als die Stoffe 

zu kompostieren.“ 

Zudem heizt die Abwärme ein kleines Gewächshaus 

mit Tomaten und Salat, die sich besonders im Winter 

gut an lokale Supermärkte verkaufen. Trotzdem 

ist die Einspeisevergütung für die erzeugte elektrische 

Energie die Säule der Finanzierung der Anlage. 

Umso ärgerlicher ist eine Betriebsstörung, wie es sie 

zwischen Mai und Oktober 2022 gegeben hat. „Wir 

hatten zu viel Molke in das Substrat gemischt“, erzählt 

Arita Hirotaka offenherzig. Die Folge war eine 

Übersäuerung im Fermenter. 

„Also mussten wir den Fermenter entleeren, dabei 

haben wir auch noch 120 Tonnen Feststoffe herausgeholt 

und den Beton mit einer Kunststoffschicht 

überzogen, um ihn vor Säureangriff zu schützen“, 

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INTERNATIONAL 

Abeno Harukas, mit 300 Metern das höchste 

Gebäude Japans. Es befindet sich eine 

Biogasanlage im Keller. 

blickt Hirotaka zurück. Doch wegen der 

auf 20 Jahre garantierten Einspeisevergütung 

ist er zuversichtlich, dass die Anlage 

ihr Geld verdienen wird. Sogar in eine 

zweite will die Firma investieren, wegen 

der ungesicherten Netzanbindung würde 

diese elektrische Energie für den Eigenbedarf 

liefern. 

Biogasanlage im Hochhaus 

Mit Lebensmittelabfällen in der Biogasanlage 

kennt Masara Komori sich aus. 

„Ich kontrolliere die Anlage jeden Tag.“ 

Der Leiter für die Haustechnik des mit 

300 Metern höchsten Skyscrapers Japans 

trägt eine schlichte Krawatte zur 

grauen Monteursjacke und eine Hornbrille. 

Sein Arbeitsplatz aber, Abeno Harukas 

in Downtown Osaka, kann mit einigen 

Superlativen aufwarten: Auf den unteren 

Stockwerken betreibt die Kette Kintetsu 

auf 100.000 Quadratmetern das größte 

Kaufhaus Japans, zu dem auch eine gigantische 

Lebensmittelabteilung gehört. 

Es gibt außerdem 50 Restaurants im Gebäude, 

ein Kunstmuseum, eine Bahnstation 

sowie Büroflächen auf über 300.000 

Quadratmetern. Masara Komori ist einer 

von 8.000 Menschen, die in dem Gebäude 

arbeiten. Doch im Unterschied zu den 

meisten anderen hat er den Schlüssel für 

jede Tür. Und der Ingenieur weiß immer, 

wo er sich gerade befindet. Zielstrebig 

eilt er durch die Gänge der fünf Kellergeschosse, 

vorbei an Angestellten, die leicht 

vornübergebeugt ratternde Rollwa- 

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INTERNATIONAL 


Abeno-Harukas-Gebäude: In diesem 

Raum werden die organischen 

Abfälle aus den rund 50 Restaurants 

und die Abfälle der Lebensmittelabteilung 

des Kaufhauses zerkleinert. 

Im Abeno-Harukas-Gebäude nutzen 

einige Restaurants heißes Wasser 

aus einem Boiler, der mit Methan 

aus der hauseigenen Biogasanlage 

betrieben wird. f 

Die nächtliche Straßenszene 

in Tokio macht unter 

anderem deutlich, warum 

Japan einen so hohen 

Strombedarf hat. 

gen voller Waren vor sich her schieben, 

zum Treffpunkt der Putzkolonne eilen 

oder in lindgrüner Uniform zu ihrem Arbeitsplatz 

als Fahrstuhlführerin. 

Biogas für den Heißwasserboiler 

Unter der Decke schlängelt sich ein weitverzweigtes 

Geflecht aus Sprinkleranlagen 

und blitzblanken Versorgungsleitungen. 

Eine davon gehört zu einem Boiler für 

das Heißwasser einiger der Restaurants 

im Gebäude. Betrieben wird dieser mit 

täglich 60 Kubikmeter Methan aus der 

hauseigenen Biogasanlage. Die steht im 

dritten Untergeschoss. Nach unzähligen 

Stahltüren und vielen Hundert Metern 

Flur aus hellem Beton steht Masara Komori 

endlich davor. 

Nachdem die organischen Abfälle aus 

den Restaurants und der Lebensmittelabteilung 

des Kaufhauses gesammelt und 

zerkleinert worden sind, landen sie hier 

in einem 34 Kubikmeter großen Silo, um 

mit Wasser vermischt und in die jeweils 

106 Kubikmeter großen zwei Fermenter 

gepumpt zu werden. Geruchsbelästigungen 

vermeidet ein Ozon-Filter. „Im Großen 

und Ganzen läuft die Anlage ohne 

Probleme, nur manchmal verstopfen Eierschalen 

oder sehr faserige Abfälle die 

Leitungen und Pumpen. Wir müssen 

die Mitarbeiter einfach noch viel besser 

schulen“, resümiert Komori. 

Die umgerechnet rund 200.000 Euro 

teure Anlage wurde zur Hälfte von der 

japanischen Regierung finanziert. Das 

heiße Wasser ist für die Nutzer kostenlos. 

„Wir reduzieren dafür die Abfallmengen 

sowie den Methanausstoß“, so 

Komori. Zudem bekommt sein Arbeitgeber 

jede Menge öffentliche Aufmerksamkeit 

für die Biogasanlage in einem 

der höchsten Häuser der Welt. Aber das 

ist auch in Ordnung. Schließlich zeigen 

Masara Komori und sein Team, dass Biogas-Technologie 

sehr wohl auch im Urbanen 

gut funktionieren kann. 

Autor 

Klaus Sieg 

Freier Journalist 

Rothestr. 66 · 22655 Hamburg 

01 71/6 39 42 62 

klaus@siegtext.de 

www.siegtext.de 

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