Download der Studie (PDF, 1,1 MB) - Bremer Energie-Konsens
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<strong>Bremer</strong> <strong>Energie</strong>-<strong>Konsens</strong> GmbH<br />
Am Wall 140<br />
28195 Bremen<br />
http://www.energiekonsens.de<br />
Wolfgang Schulz<br />
Untersuchung zur Aufbereitung von<br />
Biogas zur Erweiterung <strong>der</strong> Nutzungsmöglichkeiten<br />
Aktualisierung einer im Juni 2003 vorgelegten<br />
gleichnamigen von Wolfgang Schulz,<br />
Maren Hille unter Mitarbeit von Wolfgang<br />
Tentscher durchgeführten Untersuchung<br />
August 2004<br />
institut an <strong>der</strong> universität bremen<br />
fahrenheitstraße 8<br />
28359 bremen<br />
tel 0421–20143-0<br />
fax 0421–219986<br />
email bei@bei.uni-bremen.de
2<br />
Inhalt<br />
Inhalt<br />
Inhalt ....................................................................................................................................2<br />
Tabellenverzeichnis .............................................................................................................3<br />
Abbildungsverzeichnis .........................................................................................................4<br />
1. Hintergrund und Zielsetzung.........................................................................................6<br />
2. Einführung.....................................................................................................................8<br />
3. Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen ..........................................................11<br />
3.1 Anfor<strong>der</strong>ungen zur Einspeisung in Netze <strong>der</strong> allgemeinen Versorgung in<br />
<strong>der</strong> Bundesrepublik ..............................................................................................11<br />
3.2 Anfor<strong>der</strong>ungen zur Einspeisung in Netze <strong>der</strong> allgemeinen Versorgung in<br />
an<strong>der</strong>en europäischen Län<strong>der</strong>n ...........................................................................20<br />
4. Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken ..............................................................23<br />
4.1 Kurzdarstellung einiger Projekte zur Aufbereitung von Biogas ............................23<br />
4.2 Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in das Gasnetz ..................................30<br />
4.3 Technik an <strong>der</strong> Einspeisestelle ............................................................................43<br />
4.4 Aufbereitung zum Einsatz als Treibstoff in Kraftfahrzeugen ................................43<br />
5. Darstellung <strong>der</strong> Situation in <strong>der</strong> Schweiz ....................................................................44<br />
5.1 Projekte Kompo-Mobil I und II..............................................................................44<br />
5.2 Aktivitäten <strong>der</strong> Erdgas Zürich...............................................................................45<br />
5.3 Projektbeispiel Migros..........................................................................................46<br />
6. Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen ..........................48<br />
7. Bewertung <strong>der</strong> Ergebnisse..........................................................................................60<br />
8. Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung ...................67<br />
9. Zusammenfassung .....................................................................................................74<br />
Quellen...............................................................................................................................76<br />
Anhang I.............................................................................................................................81<br />
Anhang II............................................................................................................................82<br />
Anhang III...........................................................................................................................87
Tabellenverzeichnis<br />
Tabellenverzeichnis<br />
Tabelle 2.1: Typische Komponenten von Biogas, Quellen: Weiland (2003)<br />
und Schweigkofler (2002) ..................................................................... 9<br />
Tabelle 3.1: Beschaffenheit von Deponie-, Klär- und Biogasen und Anfor<strong>der</strong>ungen<br />
bzw. technische Richtwerte für die Einspeisung in das<br />
öffentliche Gasversorgungsnetz, Quelle: DVGW (1991), S. 11 .......... 12<br />
Tabelle 3.2: Vorschlag für eine Vergütung von Biogas aus Biomasse; Quelle:<br />
Fachverband Biogas e.V., 2001.......................................................... 15<br />
Tabelle 3.3: Einspeisevergütung gemäß EEG vom 21.7.2004............................... 16<br />
Tabelle 3.4: Vergleich <strong>der</strong> notwendigen Gasqualitäten für Deutschland bei<br />
einer Einspeisung in das Erdgasnetz gegenüber einer<br />
Verwendung als Treibstoff; Quelle: Reher (2003)............................... 20<br />
Tabelle 3.5: Anfor<strong>der</strong>ungen an Biogas für den Einsatz als Fahrzeugtreibstoff<br />
bzw. eine Einspeisung in das Gasnetz in Schweden; Quelle:<br />
Jönsson (2002), S. 6........................................................................... 21<br />
Tabelle 3.6: Qualitätskriterien für die Einspeisung von Biogas in das Netz <strong>der</strong><br />
Gasversorgung Zürich; Quelle: Weber (1998), S. 24.......................... 22<br />
Tabelle 4.1: Übersicht Biogasanlagen in Europa (Stand 2000); Quelle: SGC<br />
(2001).................................................................................................. 23<br />
Tabelle 4.2: Erlösrechnung für die Klärgasaufbereitung im Hauptklärwerk<br />
Stuttgart-Mühlhausen gemäß Betreiberangaben................................ 25<br />
Tabelle 4.3: Kosten einiger holländischer Aufbereitungsanlagen........................... 30<br />
Tabelle 4.4: Durchschnittliche Eigenschaften von Erdgas, Stadtgas und<br />
Biogas; Quelle: Wellinger (1998) ........................................................ 30<br />
Tabelle 4.5: Übersicht <strong>der</strong> Kohlendioxidabtrennungs-Verfahren; Quelle: Act<br />
Energy (2002) ..................................................................................... 39<br />
Tabelle 4.6: Vor- und Nachteile <strong>der</strong> in <strong>der</strong> Praxis vorkommenden Verfahren<br />
(in Anlehnung an Persson (2003)) ...................................................... 41<br />
Tabelle 6.1: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von<br />
50 m 3 /h Rohgas .................................................................................. 51<br />
Tabelle 6.2: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von<br />
100 m 3 /h Rohgas ................................................................................ 52<br />
Tabelle 6.3: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von<br />
200 m 3 /h Rohgas ................................................................................ 53<br />
Tabelle 6.4: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von<br />
400 m 3 /h Rohgas ................................................................................ 54<br />
Tabelle 6.5: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von<br />
600 m 3 /h und 1500 m 3 /h Rohgas ........................................................ 55<br />
3
4<br />
Abbildungsverzeichnis<br />
Tabelle 6.6: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von<br />
150 m 3 /h, 800 m 3 /h, 1000 m 3 /h, 2500 m 3 /h Rohgas (nur Anbieter<br />
3)......................................................................................................... 56<br />
Tabelle 6.7: Kostenorientierung für die Einspeisestelle (gemäß GBI GUT) ........... 58<br />
Tabelle 8.1: Kosten und Wärmeeigenbedarf von landwirtschaftlichen Groß-<br />
Biogasanlagen; Quellen: s. Angaben im Text und eigene<br />
Berechnungen .................................................................................... 68<br />
Tabelle 8.2: Kennwerte <strong>der</strong> berücksichtigten BHKW und Aufteilung des<br />
Biogaseinsatzes; eigene Berechnungen ............................................ 69<br />
Tabelle 8.3: Kosten <strong>der</strong> beiden berücksichtigten BHKW; Quelle: eigene<br />
Berechnungen .................................................................................... 70<br />
Tabelle 8.4: Berücksichtigte Kosten für die Fortleitung von Biogas in<br />
eigenständigen Leitungen; Quelle: eigene Berechnungen ................. 71<br />
Tabelle 8.5: Betriebsergebnisse <strong>der</strong> Gesamtanlage auf <strong>der</strong> Basis, dass keine<br />
Gärgutkosten anfallen, inklusive einer Fortleitung des Biogases<br />
in Abgängigkeit von Transportentfernungen und Höhe des<br />
Wärmeerlöses; Quelle: eigene Berechnungen ................................... 71<br />
Tabelle 8.6: Betriebsergebnisse <strong>der</strong> Gesamtanlage auf <strong>der</strong> Basis, dass<br />
Gärgutkosten von 3 €/m 3 anfallen, inklusive einer Fortleitung des<br />
Biogases in Abgängigkeit von Transportentfernungen und Höhe<br />
des Wärmeerlöses; Quelle: eigene Berechnungen ............................ 72<br />
Abbildungsverzeichnis<br />
Abbildung 4-1: Schematischer Aufbau einer Druckwasserwäsche............................. 34<br />
Abbildung 4-2: Fließschema <strong>der</strong> nassen Gaswäsche................................................. 35<br />
Abbildung 4-3: Schematischer Aufbau einer Druckwechseladsorptionsanlage.......... 36<br />
Abbildung 4-4: Systemschema <strong>der</strong> auf eine Gasverflüssigung basierenden<br />
Pilotanlage in Anklam ......................................................................... 38<br />
Abbildung 7-1: Vergleich <strong>der</strong> Investitionskosten; Quelle: eigene Erhebung ............... 60<br />
Abbildung 7-2: Vergleich <strong>der</strong> Ausschreibungsergebnisse mit den Erkenntnissen<br />
<strong>der</strong> schwedischen Untersuchung von Persson (2003) ....................... 61<br />
Abbildung 7-3: Spezifische Investitionskosten (€/MW) in Abhängigkeit von <strong>der</strong><br />
Leistung (MW), Gasmengenangaben beziehen sich auf Rohgas<br />
(65% CH4); Quelle: eigene Auswertung.............................................. 62<br />
Abbildung 7-4: Spezifische Betriebskosten ohne Kapitalkosten (ct/kWh) in<br />
Abhängigkeit <strong>der</strong> Leistung (MW), Gasmengenangaben beziehen<br />
sich auf Rohgas (65% CH4) ; Quelle: eigene Auswertung.................. 63
Abbildungsverzeichnis<br />
Abbildung 7-5: Spezifische Aufbereitungskosten in Abhängigkeit von <strong>der</strong> Rohgasverarbeitungskapazität<br />
<strong>der</strong> Anlage, 65% Methananteil im<br />
Rohgas; Quelle: eigene Auswertung .................................................. 64<br />
Abbildung 7-6: Vergleich <strong>der</strong> ermittelten spezifische Aufbereitungskosten<br />
(Bezug: 65% Methananteil im Rohgas) mit <strong>der</strong> schwedischen<br />
Untersuchung von Persson (2003); Quelle: eigene Auswertung ........ 65<br />
Abbildung 7-7: Spezifische Aufbereitungskosten in Abhängigkeit von <strong>der</strong><br />
Rohgasverarbeitungskapazität <strong>der</strong> Anlage, 55% Methananteil im<br />
Rohgas; Quelle: eigene Auswertung .................................................. 66<br />
5
1. Hintergrund und Zielsetzung<br />
6<br />
Hintergrund und Zielsetzung<br />
Die Biogaserzeugung und -nutzung hat seit <strong>der</strong> Einführung des Erneuerbare <strong>Energie</strong>n<br />
Gesetzes (EEG) einen beachtlichen Zuwachs erfahren. Im EEG ist eine<br />
Regelvergütung für die Einspeisung <strong>der</strong> hierauf basierenden Stromerzeugung in<br />
öffentliche Netze festgelegt.<br />
Auf den ersten Blick stellt die damit unterstützte gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung<br />
eine optimale Nutzungstechnik für das erzeugte Gas dar. Doch bei genauerer<br />
Betrachtung fällt auf, dass die frei werdende Wärme in vielen Fällen nur unzureichend<br />
ausgenutzt wird. Sie dient oft nur für den eigentlichen Gärprozess und allenfalls<br />
für eine Beheizung <strong>der</strong> am Ort <strong>der</strong> Anlage befindlichen Betriebsgebäude. Dies<br />
gilt beispielsweise für viele Kläranlagen-Faultürme, die zur Vermeidung von Geruchsbelästigungen<br />
sehr abgeschieden angeordnet sind 1 . Aber auch im landwirtschaftlichen<br />
Bereich stehen meist günstige Erzeugungsbedingungen mäßigen Wärmenutzungsbedingungen<br />
gegenüber.<br />
Bei gutem Wärmeschutzstandard <strong>der</strong> Gärbehälter und Wärmerückgewinnung aus<br />
den Rückständen des Gärprozesses würden jedoch im Jahresdurchschnitt mindestens<br />
80 % <strong>der</strong> erzeugten Wärme zur externen Nutzung zur Verfügung stehen. In Anbetracht<br />
<strong>der</strong> zu erwartenden Wärmeüberschüsse wird meist sogar darauf verzichtet,<br />
wärmesparende Verfahrenstechniken einzusetzen.<br />
Eine Perspektive zur vollständigen Ausnutzung <strong>der</strong> enthaltenen <strong>Energie</strong> könnte sich<br />
durch eine Aufbereitung des Biogases entwickeln. Dies würde beispielsweise eine<br />
Einspeisung in das Erdgasnetz o<strong>der</strong> eine gezielte Erzeugung von gasförmigem Treibstoff<br />
ermöglichen. Biogas besteht zu 50 bis 75 % aus Methan, im Übrigen aus<br />
Kohlendioxid und einigen Spurenstoffen. Unter den Spurenstoffen können insbeson<strong>der</strong>e<br />
Schwefelwasserstoff und Stickstoffverbindungen Geruchs- und Korrosionsprobleme<br />
bereiten und sollten nach Möglichkeit vor einer Nutzung entfernt werden.<br />
Vor einer Einspeisung des erzeugten Gases in Erdgasleitungen ist eine Qualität herzustellen,<br />
die <strong>der</strong> des Erdgases nahezu identisch ist. Gemäß den technischen Regeln<br />
<strong>der</strong> DVGW (Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e. V.) ist hiermit zusätzlich<br />
eine Abtrennung des enthaltenen Kohlendioxids verbunden.<br />
Es handelt sich bei <strong>der</strong> hier vorliegenden <strong>Studie</strong> um eine Aktualisierung <strong>der</strong> im Juni<br />
2003 vorgelegten Untersuchung. Das Interesse an dem Thema wird aktuell dadurch<br />
gesteigert, dass die Biogaseinspeisung in Erdgasnetze in die Novelle des Erneuerbare<br />
<strong>Energie</strong>n Gesetzes mit aufgenommen worden ist. Demnach kommt eine KWK-<br />
Anlage, <strong>der</strong>en Erdgaseinsatz mit einer Biogaseinspeisung korrespondiert, in den Ge-<br />
1 Das gilt auch ganz beson<strong>der</strong>s für Hausmülldeponien, <strong>der</strong>en Ausgasung jedoch durch einen erhöhten<br />
Sauerstoffgehalt und Gehalt an sonstigen Spurenstoffen gekennzeichnet ist. Aufgrund<br />
<strong>der</strong> abweichenden Problemlage werden Deponiegase nicht mit in die Betrachtung einbezogen.
Hintergrund und Zielsetzung<br />
nuss <strong>der</strong> angehobenen Regelvergütung für die Stromeinspeisung in das öffentliche<br />
Netz.<br />
Vor dem Hintergrund dieser günstigeren Rahmenbedingungen stellt sich die Frage,<br />
ob sich das Angebot an Aufbereitungsanlagen inzwischen erweitert hat und ob sich<br />
hinsichtlich des Kostenniveaus Verschiebungen ergeben haben. Außerdem befanden<br />
sich zum Zeitpunkt <strong>der</strong> ursprünglichen Recherchen Pilotprojekte in <strong>der</strong> Erstellungsphase<br />
und es ist sinnvoll, die inzwischen hinzugekommenen Erfahrungen mit aufzunehmen.<br />
Weiterhin ist von Interesse, eine im November 2003 veröffentlichte schwedische Untersuchung<br />
(Margareta Persson, Lunds Tekniska Högskola: Utvär<strong>der</strong>ing av uppgra<strong>der</strong>ingstekniker<br />
för biogas) mit den eigenen Erkenntnissen zu vergleichen.<br />
Schließlich ist in <strong>der</strong> vorherigen Bearbeitung die Betrachtungen zu <strong>der</strong> am Einspeisepunkt<br />
erfor<strong>der</strong>lichen Technik oberflächlich ausgefallen. Im Rahmen dieser Aktualisierung<br />
soll versucht werden, auch für diesen Bereich eine Kostenorientierung zu bieten.<br />
Der Schwerpunkt <strong>der</strong> Betrachtungen wird indes wie bereits in <strong>der</strong> vorherigen Version<br />
<strong>der</strong> Untersuchung auf die Betrachtungen gelegt,<br />
- welche Konzepte zu welchen Kosten für welche Gasvolumenströme zur Verfügung<br />
stehen,<br />
- welche Anfor<strong>der</strong>ungen an die Gasreinheit für die zusätzlichen Gasnutzungsmöglichkeiten<br />
gestellt werden und zudem<br />
- in welchem Maße die Anfor<strong>der</strong>ungen angemessen und den erweiterten Gasnutzungsmöglichkeiten<br />
dienlich sind.<br />
Die von <strong>der</strong> <strong>Bremer</strong> <strong>Energie</strong>-<strong>Konsens</strong> vorgeschlagene und finanzierte Untersuchung<br />
soll dazu beitragen, die Informationsbasis in einem Maße zu verbessern, dass hieraus<br />
Hinweise zu marktgängigen Systemen geboten werden.<br />
7
2. Einführung<br />
8<br />
Einführung<br />
Die Aufbereitung von Biogas hat in <strong>der</strong> Bundesrepublik eine lange Tradition. Dabei<br />
diente Biogas nicht nur zur eigenen <strong>Energie</strong>versorgung auf Kläranlagen, son<strong>der</strong>n<br />
wurde schon zwischen 1935 und 1955 auf einer Reihe größerer Klärwerke auch als<br />
Ersatz für Benzin zum Antrieb von Otto-Motoren und zur Hausgasversorgung aufbereitet.<br />
Zwischenzeitlich haben sich die rechtlichen Rahmenbedingungen für die Nutzung von<br />
Biogas erheblich verän<strong>der</strong>t; sowohl die Voraussetzungen für seine Nutzung als Kraftstoff<br />
als auch die Einspeisung in das öffentliche Erdgasnetz unterliegen strengen Regelungen.<br />
Das Rohgas besteht im Wesentlichen aus den in <strong>der</strong> Tabelle 2.1 auf <strong>der</strong> nachfolgenden<br />
Seite aufgeführten Komponenten. Methan und Kohlendioxid stellen die Hauptkomponenten<br />
dar. Aus <strong>der</strong> Tabelle ist ersichtlich, dass sich <strong>der</strong>en Anteile innerhalb<br />
weiter Grenzen unterscheiden und auch die sonstigen Gas- und Spurenanteile in unterschiedlichem<br />
Maße vorkommen können. Bei konstanter Fahrweise und gleichförmigen<br />
Eingangsmaterialien sind die auftretenden Schwankungsbreiten jedoch relativ<br />
gering. Die Auflistung <strong>der</strong> Wirkung <strong>der</strong> jeweiligen Bestandteile lässt darauf schließen,<br />
dass unbehandeltes Biogas gegenüber Erdgas bedeutende Nachteile aufweist. Für<br />
den Einsatz in Motoren ergibt sich dagegen aufgrund einer die Klopffestigkeit steigernden<br />
Wirkung einer höheren Methanzahl ein Pluspunkt. 2<br />
Für die abgesogene Ausgasung aus Mülldeponien ist die Auflistung <strong>der</strong> im Gas enthaltenen<br />
Spurenbestandteile gegenüber Tabelle 2.1 erheblich zu erweitern. Außerdem<br />
stört die im Verlauf <strong>der</strong> Entwicklung <strong>der</strong> Deponie wechselhafte Zusammensetzung<br />
<strong>der</strong> Deponiegase eine gezielte Aufbereitung. Selbst bei gründlicher und damit<br />
kostenintensiver laufen<strong>der</strong> Analyse und Aufbereitung kann nicht vollständig ausgeschlossen<br />
werden, dass Spuren von Chlorkohlenwasserstoffen (Spraydosen, Chemikalien)<br />
im Gas enthalten sind. Diese finden bei <strong>der</strong> Verbrennung durch die dabei auftretenden<br />
Temperaturen und das fast immer in den Gasleitungen, Düsen o<strong>der</strong> Brennern<br />
enthaltene Kupfer z. B. ideale Bedingungen für die Bildung von giftigen Dioxinen.<br />
So existieren in <strong>der</strong> Bundesrepublik im Hinblick auf die Nutzung von Deponiegas von<br />
vornherein erhebliche Vorbehalte gegen eine Einspeisung in das Gasnetz. Biogase<br />
aus landwirtschaftlicher Produktion, aus Vergärungsanlagen für organische Abfälle,<br />
aus <strong>der</strong> Klärschlammaufbereitung und verschiedenen bioindustriellen Prozessen<br />
(z. B. Brennereien) gelten dagegen als prinzipiell für eine Einspeisung in das Gasnetz<br />
- nach entsprechen<strong>der</strong> Aufbereitung - geeignet.<br />
2 Rau (1982), S. 99 ff.
Einführung<br />
Tabelle 2.1: Typische Komponenten von Biogas, Quellen: Weiland (2003) und<br />
Schweigkofler (2002)<br />
Komponente Gehalt Wirkung<br />
CH4 50 – 75 Vol-% brennbare Biogaskomponente<br />
CO2 25 – 50 Vol-% vermin<strong>der</strong>t den Brennwert<br />
erhöht die Methanzahl und damit die Klopffestigkeit von<br />
Motoren<br />
för<strong>der</strong>t Korrosion (schwache Kohlensäure), falls das<br />
Gas zugleich feucht ist<br />
schädlich für alkalische Brennstoffzelle<br />
H2S 0 - 5000 ppmV korrosiv in Aggregaten und Rohrleitungen (Spannungsrisskorrosion)<br />
SO2-Emissionen nach Verbrennung bzw. H2S-<br />
Emissionen bei unvollständiger Verbrennung. 3<br />
NH3 0 - 500 ppmV<br />
Katalysatorgift<br />
NOx-Emissionen nach Verbrennung<br />
schädlich für Brennstoffzellen<br />
erhöht die Klopffestigkeit von Motoren<br />
Wasser- 1 –5 Vol-% trägt zur Korrosion in Aggregaten und Rohrleitungen bei<br />
dampf<br />
Kondensat beschädigt Instrumente und Aggregate<br />
bei Frost Gefahr <strong>der</strong> Vereisung von Rohrleitungen und<br />
Düsen<br />
Staub > 5 µm verstopft Düsen und schädigt Brennstoffzellen<br />
N2 0 – 5 Vol-% vermin<strong>der</strong>t Brennwert<br />
erhöht die Klopffestigkeit von Motoren<br />
Siloxane 0 – 50 mg/m 3 nur bei Klär- und Deponiegas aus Kosmetika, Waschmittel,<br />
Druckfarben etc.:<br />
bilden wie Schleifmittel wirkendes Quarz und schädigen<br />
Motoren<br />
Klärgas entsteht in allen Kläranlagen, die mit einer biologisch-anaeroben Klärstufe (Faulturmanlagen)<br />
ausgestattet sind. Für diese Anlagen ist die energetische Nutzung des anfallenden<br />
Klärgases attraktiv, da auf Kläranlagen ein hoher Strombedarf und ein gewisser<br />
Wärmebedarf besteht. Vor dem Hintergrund, dass die Kosten für die anaerobe Klärstufe<br />
und die Gaserzeugung <strong>der</strong> Abwasserreinigung zugerechnet werden können, sind bei <strong>der</strong><br />
Bestimmung des Strom- und Wärmepreises lediglich die Kosten des üblicherweise eingesetzten<br />
Motoraggregates zu berücksichtigen. Unter diesen Rahmenbedingungen ist diese<br />
Nutzung des Klärgases normalerweise gegenüber an<strong>der</strong>en Optionen 4 konkurrenzfähig.<br />
3 vgl. http://www.bayern.de/LFU/luft/biogas/biogas5.htm, Abfrage vom 21.5.2003<br />
4 Wietschel (2002), S. 146<br />
9
10<br />
Einführung<br />
Eine Umfrage bei den Verbänden <strong>der</strong> Abwasserwirtschaft ergab, dass das hier erzeugte<br />
Klärgas in <strong>der</strong> Regel zur Beheizung <strong>der</strong> Faultürme eingesetzt und Reste abgefackelt werden.<br />
Lediglich bei großen Kläranlagen werde das Klärgas in Blockheizkraftwerken verstromt,<br />
wobei das Gas zum Teil vorab gereinigt wird. 5 Eine Ausnahme stellt <strong>der</strong> Niers-<br />
Verband in Viersen dar, <strong>der</strong> bis August 1996 in Mönchengladbach eine Anlage zur Biogasaufbereitung<br />
und -einspeisung in das öffentliche Gasnetz betrieben hat (vgl. hierzu<br />
Kapitel 4.1).<br />
In <strong>der</strong> Regel beschränkt sich <strong>der</strong> Wärmeabsatz auf die ganzjährige Beheizung <strong>der</strong> Faultürme<br />
(Prozesswärmebedarfsdeckung) und die Beheizung weniger Betriebsgebäude im<br />
Winter. Die aufkommenden Tendenzen zur Klärschlammverbrennung bewirken, dass die<br />
produzierte Wärme in zunehmendem Maße für eine Klärschlammtrocknung eingesetzt<br />
wird. Ohne hierzu einen statistischen Nachweis erbringen zu können, lässt sich feststellen,<br />
dass eine Minimierung des Prozesswärmebedarfs <strong>der</strong> anaeroben Klärstufe bisher im<br />
Allgemeinen nicht stattgefunden hat, weil die Wärme nach <strong>der</strong> ursprünglichen Anlagenkonzeption<br />
stets im Überschuss zur Verfügung steht. Die für externe Zwecke nutzbare<br />
Wärmemenge ließe sich z. B. mittels Wärmetauscher, die den hinzugefügten Schlamm<br />
mit Hilfe des ablaufenden erwärmen, erheblich steigern.<br />
Die am 1.8.04 in Kraft getretene Novelle des Erneuerbare <strong>Energie</strong>n Gesetzes (EEG) privilegiert<br />
die Einspeisung von aufbereitetem Biogas in Erdgasnetze. Es lässt sich zurzeit<br />
noch schwer einschätzen, in welchem Maße dies zu einer Belebung <strong>der</strong> Aktivitäten führen<br />
wird. Aktuell stellen insbeson<strong>der</strong>e noch die unklaren Kostenbedingungen <strong>der</strong> Durchleitung<br />
durch fremde Erdgasnetze ein Hemmnis dar. Bislang steht die Verstromung bei meist geringer<br />
Nutzung <strong>der</strong> Wärmeerzeugung im Vor<strong>der</strong>grund. Allein im landwirtschaftlichen Bereich<br />
werden laut Staiß 6 bei aktuellen jährlichen Zuwachsraten von ca. 50 MWel etwa 200<br />
MWel installiert sein, die etwa einen jährlichen Stromoutput von 800 GWh aufweisen. In<br />
dem zitierten Jahrbuch werden technisch erschließbare Potenziale für eine jährliche Biogasproduktion<br />
aus Mist und Gülle von 81 PJ/a (22,5 TWh), aus Klärgas von 27 PJ/a (7,5<br />
TWh) und aus Biomüll von 11 PJ/a (3,1 TWh) genannt, die in vollem Umfang verstromt<br />
etwa 10 TWh (entsprechend 2 % <strong>der</strong> öffentlichen Stromerzeugung in Deutschland) ergeben<br />
würden. 7<br />
Es ist aber davon auszugehen, dass alle Nutzungsoptionen, nämlich die Verstromung, die<br />
Einspeisung in das Erdgasnetz, die reine Wärmeerzeugung und eventuell auch noch die<br />
Nutzung als Treibstoff in Abhängigkeit von den spezifischen Bedingungen des Einzelfalles<br />
weiterhin zum Zuge kommen werden.<br />
5<br />
Auskunft Ruhr-Verband, Essen, vom 30.1.2003<br />
6<br />
Staiß (2003), S. I-38<br />
7<br />
Diese Zahlen sollen nur zur Orientierung dienen. Je nach den zugrunde gelegten Prämissen<br />
sind in <strong>der</strong> Literatur recht unterschiedliche Potenzialangaben zu finden.
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
3. Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
3.1 Anfor<strong>der</strong>ungen zur Einspeisung in Netze <strong>der</strong> allgemeinen Versorgung<br />
in <strong>der</strong> Bundesrepublik<br />
In Bezug auf die technischen Anfor<strong>der</strong>ungen an die Gasversorgung in <strong>der</strong> Bundesrepublik<br />
sind laut <strong>Energie</strong>wirtschaftsgesetz neben sonstigen Rechtsvorschriften die allgemein anerkannten<br />
Regeln <strong>der</strong> Technik zu beachten. Nach §16, Absatz 2 wird <strong>der</strong>en Berücksichtigung<br />
„vermutet, wenn bei Anlagen zur Erzeugung, Fortleitung und Abgabe …. von Gas<br />
die technischen Regeln des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches e.V. eingehalten<br />
worden sind.“ 8<br />
Die Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.V. (DVGW) veröffentlicht seit<br />
etlichen Jahrzehnten technische Regeln für die öffentliche Gas- und Wasserversorgung.<br />
Für die hier diskutierte Frage <strong>der</strong> Aufbereitung von Biogas sind insbeson<strong>der</strong>e die folgenden<br />
relevant:<br />
• Arbeitsblatt G 260 / Gasbeschaffenheit (Januar 2000)<br />
Das DVGW-Arbeitsblatt G 260 definiert die grundlegende Zusammensetzung sowie<br />
die Grenzwerte <strong>der</strong> brenntechnischen Kenndaten von Gasen in <strong>der</strong> öffentlichen<br />
Gasversorgung. Die definierten Grenzwerte (brenntechnische Kenndaten und Anteile<br />
<strong>der</strong> Gasbegleitstoffe) sind bei einer Einspeisung in das öffentliche Netz einzuhalten.<br />
9<br />
• Arbeitsblatt G 685 / Gasabrechnung (April 1993)<br />
Zusätzliche Anfor<strong>der</strong>ungen an die Gasbeschaffenheit ergeben sich aus Gründen <strong>der</strong><br />
Abrechnungsgerechtigkeit, <strong>der</strong> Verkauf von Gas unterliegt <strong>der</strong> Eichpflicht, somit<br />
greifen auch Richtlinien und Anfor<strong>der</strong>ungen <strong>der</strong> physikalisch-technischen Bundesanstalt.<br />
Die wichtigsten dieser Anfor<strong>der</strong>ungen werden im Arbeitsblatt G 685 zusammengefasst.<br />
Unter an<strong>der</strong>em wird definiert, dass in einem Abrechnungszeitraum und<br />
innerhalb eines Versorgungsgebietes <strong>der</strong> Brennwert nicht um mehr als 2% schwanken<br />
darf. 10<br />
• Merkblatt G 262 / Nutzung von Deponie-, Klär- und Biogasen (Juni 2001)<br />
Im Vorwort zu diesem Merkblatt wird zunächst darauf hingewiesen, dass Deponie-,<br />
Klär- und Biogase keine Gase nach DVGW-Arbeitsblatt G 260 (s. oben) sind. „Ihrer<br />
energetischen Nutzung im Rahmen <strong>der</strong> öffentlichen Versorgung sind damit Grenzen<br />
gesetzt.“ 11 Im Merkblatt werden die nach neuesten Erfahrungen bestehenden Möglichkeiten<br />
zur energetischen Nutzung <strong>der</strong> drei genannten Gasarten und die Anfor<strong>der</strong>ungen<br />
aufgezeigt, die insbeson<strong>der</strong>e dann zu beachten sind, wenn diese Gase au-<br />
8<br />
vgl. EnWG (1998), § 16 Anfor<strong>der</strong>ungen an <strong>Energie</strong>anlagen<br />
9<br />
Tabelle zu Kenndaten und Richtwerten für die Gasbeschaffenheit von methanreichen Gasen<br />
nach [DVGW (2000)] im Anhang.<br />
10<br />
DVGW (1993), S. 10<br />
11 DVGW (1991), S. 3<br />
11
12<br />
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
ßerhalb des betreffenden Erzeugungsbetriebes verteilt und in Feuerungsanlagen<br />
<strong>der</strong> verschiedensten Art genutzt werden sollen.<br />
In <strong>der</strong> nachfolgenden Tabelle 3.1 ist die typische Gaszusammensetzung von Deponie-,<br />
Klär- und Biogasen den vorgeschriebenen Anfor<strong>der</strong>ungen bzw. technischen Richtwerten<br />
für eine Einspeisung in das öffentliche Gasversorgungsnetz gegenüber gestellt.<br />
Tabelle 3.1: Beschaffenheit von Deponie-, Klär- und Biogasen und Anfor<strong>der</strong>ungen<br />
bzw. technische Richtwerte für die Einspeisung in das öffentliche<br />
Gasversorgungsnetz, Quelle: DVGW (1991), S. 11<br />
Mülldeponien<br />
Biogasanlagen*<br />
Kläranlagen<br />
Erdgas H-Gebiet<br />
Erdgas L-Gebiet<br />
CH4<br />
Vol.-%<br />
40...60<br />
60...80<br />
60...70<br />
> 96<br />
> 90<br />
Hauptkomponenten Spurengase<br />
CO2<br />
Vol.-%<br />
20... 40<br />
20... 40<br />
20... 40<br />
keine<br />
bes.<br />
Festlegung<br />
O2/N2<br />
Vol.-%<br />
Rest<br />
Rest<br />
Rest<br />
KW**<br />
mg/m 3<br />
H2S<br />
mg/m 3<br />
Beschaffenheit <strong>der</strong> Rohgase<br />
O2 < 0,5<br />
O2 < 0,5<br />
... 300<br />
-<br />
... 10<br />
keine<br />
bes.<br />
Festlegung<br />
... 400<br />
.. 8000<br />
.. 8000<br />
< 5<br />
< 5<br />
FCKW<br />
mg/m 3<br />
20...1000<br />
-<br />
-<br />
***<br />
***<br />
* in landwirtschaftlichen Betrieben<br />
** Kohlenwasserstoffe<br />
*** Klär- und Biogase: keine Festlegung erfor<strong>der</strong>lich;<br />
Deponiegase: Einspeisung in öffentliche Netze nicht zulässig<br />
H2O-<br />
Taupunkt<br />
°C<br />
~ 35<br />
ts>Bodentemperatur<br />
Aus Tabelle 3.1 geht hervor, dass die Biogase vor allem auf einen höheren Methananteil<br />
und niedrigere Schwefelwasserstoffanteile gebracht werden müssen, um sich den Erdgaseigenschaften<br />
anzunähern.<br />
• Merkblatt ATV-DVGW-M 363 / Herkunft, Aufbereitung und Verwertung von Biogasen<br />
(Entwurf Juli 2002)<br />
Die Zielsetzung dieses Merkblattes liegt darin, Empfehlungen zu geben, „bei <strong>der</strong>en<br />
Einhaltung funktionstüchtige Biogasanlagen geplant und wirtschaftlich betrieben<br />
werden können.“ 12<br />
Dabei werden neben Daten zur Biogasbeschaffenheit und -ausbeute auch ausführliche<br />
Angaben zu den Möglichkeiten <strong>der</strong> Biogasaufbereitung (vgl. auch Kapitel<br />
4.2) sowie <strong>der</strong> Biogasspeicherung und -verwertung gemacht. Von beson<strong>der</strong>em Interesse<br />
sind die Ausführungen zur „Verwertung zum Betrieb von Fahrzeugen“ sowie<br />
zur „Abgabe des Biogases an Dritte zur Verwertung“.<br />
12 ATV-DVWK (2002), S. 6
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
Dieses sei bei Vorliegen „geeigneter örtlicher Bedingungen“ möglich. Es wird darauf<br />
hingewiesen, dass auf diese Weise eine ganzjährige Verwertung des Biogases<br />
gesichert werden kann. In wie weit das Biogas vorher aufzubereiten ist, müsse mit<br />
dem Gasabnehmer unter technischen und wirtschaftlichen Gesichtspunkten geklärt<br />
werden.<br />
Gleiches gilt auch für die Einspeisung von Biogas in regionale Netze <strong>der</strong> öffentlichen<br />
Gasversorgung. Dazu muss das Biogas vorher im Rahmen einer Aufbereitung<br />
auf die brenntechnischen Eigenschaften des Netzgases eingestellt werden.<br />
Die Anfor<strong>der</strong>ungen am Einspeisepunkt seien entsprechend DVGW G 260 mit dem<br />
Netzbetreiber festzulegen.<br />
• Ein „Arbeitsblatt G 262 / Nutzung von regenerativ erzeugten Gasen“ wurde kürzlich<br />
im Rahmen des DVGW verabschiedet (letzter veröffentlichter Entwurf vom Juni<br />
2003) und wird frühestens im September 2004 verfügbar sein. 13 Es definiert vor<br />
dem Hintergrund <strong>der</strong> heute gültigen Vorschriften und gesetzlichen Regelungen die<br />
Bedingungen für einen geordneten Netzzugang von Deponie-, Klär- und Biogasen.<br />
EU-Richtlinie 2003/30/EC zur För<strong>der</strong>ung <strong>der</strong> Verwendung von biogenen Treibstoffen vom<br />
17.05.2003<br />
Hier wird Biogas zum ersten Mal auf europäischer Ebene explizit berücksichtigt, jedoch<br />
nicht privilegiert. Im Erwägungsgrund 21 heißt es wörtlich: „National policies to promote<br />
the use of biofuels should not lead to prohibition of the free movement of fuels that meet<br />
the harmonised environmental specifications as laid down in Community legislation“ 14 ,<br />
woraus sich herleiten ließe, dass Biogas einen nicht diskriminierenden Zugang zum Gasnetz<br />
erhalten soll - vorausgesetzt, <strong>der</strong> Zugang ist mit den einschlägigen technischen Vorschriften<br />
und Sicherheitsnormen vereinbar. Die Richtlinie regelt nicht explizit Zugangskonditionen.<br />
Allerdings wird ein Richtmindestwert von 2 % aller „biofuels and other renewable<br />
fuels“ in Artikel 3 in den nationalen Transport-Brennstoff-Märkten gefor<strong>der</strong>t. Die<br />
Richtlinie bezieht sich aber allein auf die Nutzung von Biogas und an<strong>der</strong>en erneuerbaren<br />
<strong>Energie</strong>trägern als Transport-Treibstoff und nicht auf die Verwendung als Brennstoff in<br />
Kraftwerken o<strong>der</strong> KWK-Anlagen.<br />
<strong>Energie</strong>wirtschaftgesetzes (EnWG):<br />
In dem Gesetz zur Novellierung des <strong>Energie</strong>wirtschaftsrechts von April 2003 ist in §4a<br />
Absatz 2 festgehalten, dass Netzbetreiber auch für „Gas aus Biomasse“ Regeln zur Interoperabilität<br />
und damit Bedingungen für netzkompatible Gasbeschaffenheiten unter Einschluss<br />
von Gas aus Biomasse in objektiver und nicht-diskriminieren<strong>der</strong> Weise festzule-<br />
13 Auskunft des DVGW vom 23. Juli 2004<br />
14 http://europa.eu.int/comm/energy/res/legislation/doc/biofuels/en_final.pdf<br />
13
14<br />
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
gen haben. 15 In <strong>der</strong> Gesetzesbegründung wird dabei auf Biogas im Sinne <strong>der</strong> DVGW-<br />
Merkblätter G 260 und 262 verwiesen.<br />
Die damit verbundenen „Regeln“ sind im Wesentlichen in <strong>der</strong> Anlage „Kompatibilität“ <strong>der</strong><br />
Verbändevereinbarung 16 genannt. Kompatibilität ist dann gegeben, wenn zum einen die<br />
Spezifikation des Gases an <strong>der</strong> Einspeisestelle gewährleistet, dass für die Ausspeisestelle<br />
keine Angleichungs- o<strong>der</strong> Umwandlungsverfahren erfor<strong>der</strong>lich sind, z.B. die Anfor<strong>der</strong>ungen<br />
<strong>der</strong> DVGW-Arbeitsblätter G 260 und G 685 eingehalten werden. Zum an<strong>der</strong>en muss<br />
das Gas an <strong>der</strong> Einspeisestelle den erfor<strong>der</strong>lichen Druck aufweisen. Nicht-Kompatibilität<br />
kann unter dem Aspekt <strong>der</strong> Sicherheit, <strong>der</strong> Anwendungstechnik o<strong>der</strong> <strong>der</strong> Abrechnung bestehen.<br />
In diesem Fall ist <strong>der</strong> Netzbetreiber verpflichtet, zur Herstellung <strong>der</strong> Kompatibilität<br />
nach Können und Vermögen ein technisches und angemessenes Preisangebot zu unterbreiten<br />
und ggf. Hin<strong>der</strong>ungsgründe zu erläutern.<br />
Aktuell gibt es einen Regierungsentwurf des zweiten Gesetzes zur Neuregelung des <strong>Energie</strong>wirtschaftsrechts,<br />
<strong>der</strong> unter an<strong>der</strong>em den Vorgaben <strong>der</strong> EU Rechnung trägt, den<br />
Netzzugang auf rechtlicher Basis zu regeln. Die Details sollen in einer Netzzugangsverordnung<br />
festgelegt werden, <strong>der</strong>en Anwendung durch eine Regulierungsbehörde überwacht<br />
werden soll.<br />
Kern <strong>der</strong> Netzzugangsbestimmungen wird das Netzzugangsmodell sein, das einerseits<br />
die Art <strong>der</strong> Vergabe von Transportkapazitäten und an<strong>der</strong>erseits die Entgeltbildung für diese<br />
Kapazitäten regelt. EU-Gremien zielen auf sog. „Entry-Exit“-Modelle ab, die in vielerlei<br />
Hinsicht Flexibilität für Durchleitungskunden bieten. Deutschland ist <strong>der</strong> letzte Mitgliedstaat,<br />
<strong>der</strong> den Netzzugang in Richtung eines „Entry-Exit“-Modells ausrichtet. Laut Ankündigung<br />
des Bundeswirtschaftministers 17 wird <strong>der</strong> von <strong>der</strong> EU gefor<strong>der</strong>te regulierte Netzzugang<br />
in einem Stufenplan umgesetzt: zunächst soll das Netzzugangsmodell an ein vom<br />
BGW und VKU vorgeschlagenes Eckpunktemodell angelehnt werden und erst in einem<br />
zweiten Schritt soll ein „börsenfähiges“ Modell etabliert werden. Die Branche rechnet mit<br />
Netzzugangsverordnungen, die dieses „Eckpunktemodell“, das sich von <strong>der</strong> VV Erdgas II<br />
noch nicht wesentlich unterscheidet, zunächst enthalten.<br />
Auf EU-Ebene ist im Juni 2004 eine dritte Gasdirektive angekündigt worden, die voraussichtlich<br />
in 2006 in Kraft treten soll. Es wird erwartet, dass insbeson<strong>der</strong>e Netzzugangsfragen<br />
darin konkretisiert werden. Allgemein strebt die EU einen einheitlichen Erdgasbinnenmarkt<br />
an, in dem Unternehmen ohne Netz wettbewerblichen und flexiblen Zugang zu<br />
den Netzen erhalten.<br />
Es besteht bislang im deutschen Recht noch kein Gesetz, das die unmittelbare Abnahme<br />
und Vergütung von Biogas, wie bereits seit längerem vom Fachverband Biogas e.V. gefor<strong>der</strong>t,<br />
regeln würde. Das EEG regelt die Abnahme und Vergütung von Strom aus regenerativen<br />
<strong>Energie</strong>quellen. Die Biomasseverordnung legt lediglich fest, welche Stoffe aus<br />
15<br />
Friedrichs (2003), S. 61<br />
16<br />
vgl. VV Erdgas II<br />
17<br />
Ankündigung des Wirtschaftsministers Clement auf <strong>der</strong> Handelsblatt-Tagung Anfang 2004
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
Biomasse im Sinne des EEG gelten und welche technischen Verfahren bzw. Umweltanfor<strong>der</strong>ungen<br />
bei <strong>der</strong> Erzeugung von Strom aus Biomasse einzuhalten sind.<br />
In einem Entwurf eines Gaseinspeisegesetzes vom April 2001 hat <strong>der</strong> Fachverband Biogas<br />
e.V. ein gestaffeltes Vergütungsmodell erarbeitet 18 (vgl. Tabelle 3.2). Diese Vergütungsabstufung<br />
richtet sich nach <strong>der</strong> Struktur <strong>der</strong> landwirtschaftlichen Betriebe in <strong>der</strong><br />
Bundesrepublik. Dabei liegt nach Ansicht des Verbandes die Mindest-Kapazität für den<br />
wirtschaftlichen Betrieb einer Aufbereitungsanlage bei einer Biogas-Produktion von 50<br />
m 3 /Std. 19<br />
Tabelle 3.2: Vorschlag für eine Vergütung von Biogas aus Biomasse; Quelle:<br />
Fachverband Biogas e.V., 2001<br />
installierte thermische Leistung Mindestvergütung<br />
bis 0,5 MW 10,2 Cent/kWhth<br />
bis 1,5 MW 7,7 Cent/kWhth<br />
bis 3,0 MW 6,6 Cent/kWhth<br />
über 3 MW 5,1 Cent/kWhth<br />
Die notwendigen Vergütungssätze sind offenbar auf <strong>der</strong> Basis landwirtschaftlicher Biogasanlagen,<br />
die mit Gülle und nachwachsenden Rohstoffen betrieben werden, ermittelt<br />
worden.<br />
Novelliertes Erneuerbare-<strong>Energie</strong>n-Gesetz (EEG) vom 21.7.2004<br />
Die Voraussetzung für eine geregelte Vergütung ist auf indirektem Wege im Rahmen des<br />
kürzlich novellierten EEG geschaffen worden, die ab 1.8.04 in Kraft getreten ist. Die hierfür<br />
entscheidenden Passagen <strong>der</strong> EEG-Novelle §7 (1) und §8 (1) lauten:<br />
„…. Aus einem Gasnetz entnommenes Gas gilt als Deponie-, Klär- o<strong>der</strong> Grubengas (Biomasse<br />
20 ), soweit die Menge des entnommenen Gases im Wärmeäquivalent <strong>der</strong> Menge<br />
von an an<strong>der</strong>er Stelle im Geltungsbereich des Gesetzes in das Gasnetz eingespeistem<br />
Deponie-, Klär- o<strong>der</strong> Grubengas (Gas aus Biomasse) entspricht.“<br />
Dies bedeutet, dass eine mit einer Biogaseinspeisung korrespondierend betriebene (am<br />
Erdgasnetz angeschlossene) BHKW-Anlage ebenso einen Anspruch auf eine im EEG<br />
festgelegte Regelvergütung hat wie eine BHKW-Anlage, die direkt mit Biogas versorgt<br />
wird. Die Einspeisung in Erdgasnetze ist allerdings entsprechend den oben genannten<br />
Anfor<strong>der</strong>ungen <strong>der</strong> DVGW mit einer Aufbereitung des Biogases verbunden (die Bezeich-<br />
18<br />
GEG (2001), § 4, Absatz (1) und Tentscher (2003), S. 7<br />
19<br />
Tentscher (2003), S. 6<br />
20 in Klammer entsprechend §8 (1)<br />
15
16<br />
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
nung „Biomethan“ anstelle von Biogas wäre zutreffen<strong>der</strong> für das eingespeiste Gas). Als<br />
Hemmnis ist aktuell noch zu sehen, dass für die Durchleitung des Gases zur externen<br />
BHKW-Anlage ein Nutzungsentgelt zu zahlen ist, zu dessen Höhe eine allgemeine Orientierung<br />
fehlt. Die Verbändevereinbarung Erdgas II (VV Erdgas II, auf die nachfolgend<br />
noch eingegangen wird), die allgemeine Regeln für die für den Netzzugang anfallenden<br />
Entgelte enthalten sollte, ist für <strong>der</strong>artige Fälle zu unspezifisch geblieben. Die <strong>der</strong> zukünftigen<br />
Netznutzungsverordnung unterliegenden Prinzipien sind insgesamt noch unbekannt.<br />
Der Zuschlag für Erdgasqualität ist aber auch erhältlich, wenn das Biomethan ohne Einspeisung<br />
in das Erdgasnetz in einem BHKW genutzt wird.<br />
Für Deponie-, Klär-, Gruben- und Biogas, das auf Erdgasqualität aufbereitet und in das<br />
Erdgasnetz eingespeist wird, sieht das EEG in §7 (2) bzw. §8 (4) eine weitere Unterstützung<br />
vor:<br />
„Die Mindestvergütungssätze nach Absatz 1 erhöhen sich um jeweils (weitere21) 2,0 Cent<br />
pro Kilowattstunde, wenn das nach Absatz 1 Satz 3 eingespeiste Gas auf Erdgasqualität<br />
aufbereitet worden ist ….“<br />
Für Strom aus Biomasse ergeben sich zusätzliche Aufschläge, wenn nachwachsende<br />
Rohstoffe o<strong>der</strong> Gülle als Gärgut eingesetzt werden (§8 (2)) und für die KWK-Stromerzeugung<br />
(§8 (3)) im engen Sinne.<br />
Tabelle 3.3: Einspeisevergütung gemäß EEG vom 21.7.2004<br />
Vergütungssätze nach EEG<br />
(ct/kWh)<br />
bis 150 kWel bis 500 kWel bis 5 MWel ab 5 MWel<br />
Landw. Biogasanlage<br />
Grundvergütung 22 11,5 9,9 8,9 8,4<br />
Zuschlag für NaWaRo und<br />
Gülle<br />
6 6 4<br />
KWK-Zuschlag 2 2 2 2<br />
Zuschlag für Erdgasqualität 2 2 2 2<br />
Deponie- und Klärgas<br />
Grundvergütung 23 7,67 7,67 6,65 6,65<br />
Zuschlag für Erdgasqualität 2 2 2 2<br />
Dabei ist zu beachten, dass die Referenzleistung mittels Division <strong>der</strong> Summe <strong>der</strong> im jeweiligen<br />
Kalen<strong>der</strong>jahr abzunehmenden Kilowattstunden durch die Summe <strong>der</strong> vollen Zeitstunden<br />
des jeweiligen Kalen<strong>der</strong>jahres zu bestimmen ist:<br />
21 in Klammer entsprechend §8 (4)<br />
22<br />
Zahlen für 2004, vermin<strong>der</strong>n sich für neu in Betrieb genommene Anlagen von Jahr zu Jahr um<br />
1,5%<br />
23<br />
Zahlen für 2004, vermin<strong>der</strong>n sich für neu in Betrieb genommene Anlagen von Jahr zu Jahr um<br />
1,5%
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
Referenzleistung = Einspeisestrom (kWh/a) / 8760 h/a<br />
Verbändevereinbarung Erdgas II:<br />
Wie bereits erwähnt, wird die aktuell durchgeführte Novellierung des EnWG zu einer Ablösung<br />
<strong>der</strong> Verbändevereinbarung Erdgas II durch eine Netzzugangsverordnung führen.<br />
Dieser Prozess wird voraussichtlich erst im Frühjahr 2005 abgeschlossen sein. So soll<br />
hier auf einige Hintergründe und Grundsätze <strong>der</strong> Verbändevereinbarung eingegangen<br />
werden.<br />
In seiner Auslegung <strong>der</strong> VV II definiert <strong>der</strong> DVGW unter an<strong>der</strong>em folgende allgemeine<br />
Grundsätze: 24<br />
• Gewährung des Netzzugangs für Erdgasunternehmen und Kunden erfolgt im Regelfall<br />
nach objektiven, transparenten und nicht-diskriminierenden Kriterien.<br />
Unterschiedliche Gasbeschaffenheiten sind kein grundsätzlicher Ablehnungsgrund,<br />
allerdings ist die Anlage 2 („Kompatibilität“) <strong>der</strong> VV II zu beachten: Die bestehenden<br />
Anfor<strong>der</strong>ungen hinsichtlich Kompatibilität folgen aus dem DVGW-<br />
Regelwerk. Kompatibilität ist insbeson<strong>der</strong>e dann gegeben, wenn die Spezifikation<br />
des eingespeisten Gases gewährleistet, dass für die Ausspeisestelle keine Angleichungs-<br />
o<strong>der</strong> Umwandlungsverfahren erfor<strong>der</strong>lich sind und z.B. G 260 und G 685<br />
eingehalten werden. Bei Nicht-Kompatibilität muss <strong>der</strong> Netzbetreiber diese nachweisen<br />
sowie nach Möglichkeit ein technisches und angemessenes Preisangebot<br />
zur Herstellung <strong>der</strong> Kompatibilität vorlegen. 25 In Deutschland ist das Problem unterschiedlicher<br />
Gasbeschaffenheiten bereits durch die verschiedenen Bezugsquellen<br />
gegeben. Eine einfache Umwandlung nach Bedarf ist hier nicht möglich. Die<br />
unterschiedlichen Netze (H-Gas/L-Gas) müssen immer berücksichtigt werden bzw.<br />
beeinflussen die Netzzugangsmöglichkeiten stark. Ein flexibleres physisches Qualitätsmanagement<br />
ist in näherer Zukunft nicht zu erwarten. Derzeit wird dies überwiegend<br />
mit Abtauschgeschäften geregelt.<br />
• Dem Biogaserzeuger soll durch kompetente Unternehmen eine organisatorische<br />
Hilfestellung beim Transport durch mehrere Netze gewährt werden. Das Problem<br />
für Biogaserzeuger wie für alle Durchleitungskunden ist die komplexe deutsche<br />
Erdgasmarkt-Struktur, die zum oft kritisierten „Durchverhandeln“ statt Durchleiten<br />
führt. Im Gespräch sind <strong>der</strong>zeit u.a. so genannte „Agenten-Unternehmen“, die als<br />
Dienstleister die Abstimmung zwischen zu passierenden Netzen übernehmen. Kritik<br />
an diesem Vorschlag ist aber, dass u. U. eine weitere zwischengeschaltete<br />
Wertschöpfungsstufe mehr Kosten verursacht, als dass sie nützen würde.<br />
• Die Kosten für Erstellung, Betrieb und Instandhaltung des technischen Netzzugangs<br />
hat <strong>der</strong> Biogaseinspeiser zu tragen.<br />
24<br />
vgl. ATB (2002), G. Friedrichs (DVGW): Anfor<strong>der</strong>ungen an Grünes Gas, S. 71<br />
25<br />
vgl. VV Erdgas II (2002), S. 20<br />
17
18<br />
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
Nach Aussage des Fachverbandes Biogas e.V. behin<strong>der</strong>n die Gasversorgungsunternehmen<br />
zurzeit die Umsetzung <strong>der</strong> Vorschriften des DVGW-Regelwerkes, wenn es um Biogaseinspeisung<br />
geht.<br />
Im Prinzip sind bei einer Einspeisung von Gasen in das öffentliche Gasnetz Kompatibilitätskriterien<br />
maßgeblich. Kompatibilität ist dann gegeben, wenn einerseits die Spezifikation<br />
des Biogases an <strong>der</strong> Einspeisestelle gewährleistet, dass für die Ausspeisestelle keine<br />
Angleichungs- o<strong>der</strong> Umwandlungsverfahren erfor<strong>der</strong>lich sind. Zum an<strong>der</strong>en muss das<br />
Gas an <strong>der</strong> Einspeisestelle den erfor<strong>der</strong>lichen Druck aufweisen. 26<br />
Im Prinzip ist damit in <strong>der</strong> Bundesrepublik die Zusammensetzung des Biogases an <strong>der</strong><br />
Einspeisestelle ausschlaggebend. Gemäß <strong>der</strong> Mischungsregel kann nie<strong>der</strong>kaloriges Gas<br />
aus Biomasse zugemischt werden, solange das zur Verteilung kommende Gas den<br />
DVGW-Vorschriften entspricht. Diese Vermischung müsste dann aber technisch gesehen,<br />
um den aktuellen deutschen Vorgaben gerecht zu werden, vor <strong>der</strong> Einspeisung unter<br />
Verwendung von entsprechend ausgelegten Speichern in einem Gasmischer erfolgen.<br />
Um diese Möglichkeit sicher zu stellen, will <strong>der</strong> Fachverband zusätzlich gesetzlich festschreiben<br />
lassen, dass Gasnetzbetreiber im Einzelfall Fragen zum Gasdurchsatz, zur Zusammensetzung,<br />
zur Wobbezahl und zur Methanzahl an <strong>der</strong> Einspeisestelle beantworten<br />
müssen. 27<br />
Die am schwersten zu erfüllende Anfor<strong>der</strong>ung an die Einspeisung von Biogas stellt die<br />
Einhaltung des erfor<strong>der</strong>lichen Brennwerts dar. Die damit verbundene Hürde ist bei H-Gas-<br />
Netzen wesentlich höher als bei L-Gas-Netzen. Dies ist vor dem Hintergrund zu sehen,<br />
dass weniger als ein Viertel <strong>der</strong> Fläche <strong>der</strong> Bundesrepublik (vor allem Teile von Nie<strong>der</strong>sachsen<br />
und Nordrhein-Westfalen) mit L-Gas versorgt werden.<br />
Es lässt sich nicht ohne weiteres klären, in welchem Umfang hinsichtlich des tolerierbaren<br />
Brennwertbereiches noch Reserven bei den Gasanwendungen bestehen. Von Seiten <strong>der</strong><br />
Motorenhersteller und -entwickler wird beklagt, dass sich die Festlegung <strong>der</strong> Standards<br />
(insbeson<strong>der</strong>e G 260) an dem Einsatz in Heiz- und Dampfkesseln und weniger an den<br />
Ansprüchen des Einsatzes in Motoren orientiert. 28 Für Gasmotoren stellt die Methanzahl,<br />
die das Klopfverhalten von Gasen kennzeichnet, eine wichtige Kenngröße dar, die erheblichen<br />
Einfluss auf die Lebensdauer von Motoren ausübt. In dieser Hinsicht schneidet das<br />
Biogas aufgrund seines Kohlendioxidanteils mit einer Methanzahl von 130 gegenüber üblichen<br />
Werten von 85-90 bei Erdgas ausgesprochen gut ab. Erdgas dieser Qualität stellt<br />
zwar noch kein Problem für das Zündverhalten von Motoren dar, jedoch hat es Fälle gegeben,<br />
in denen die Hinzumischung von Flüssiggas (Butan: Methanzahl 10, Propan: Methanzahl<br />
35) z. B. zur Reduzierung <strong>der</strong> Bezugsleistung bei mehreren Motoren simultan zu<br />
„Kolbenfressern“ geführt hat. 29 Wenn die Brennwertanpassung des aufbereiteten Bioga-<br />
26<br />
Friedrichs (2003), S. 61<br />
27<br />
vgl. Tentscher (2001a), S. 4<br />
28<br />
Rau (1980), S. 160 ff.<br />
29<br />
persönliche Mitteilung von Bernd Rau am 29.6.2003
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
ses vor einer Einspeisung in das Erdgasnetz mit dem brennwertreichen Flüssiggas erfolgt,<br />
wird damit das Gas aus <strong>der</strong> Sicht <strong>der</strong> Gasmotorenanwen<strong>der</strong> genau in die falsche<br />
Richtung verän<strong>der</strong>t.<br />
Zudem ist zu prüfen, ob die Möglichkeiten <strong>der</strong> Biogas-Einspeisung in Deutschland deutlich<br />
verbessert werden könnten, wenn man dem Beispiel einiger europäischer Nachbarlän<strong>der</strong><br />
folgte und die Qualitätskriterien des transportierten Gases (Erdgas + Biogas) für<br />
die Ausspeisestelle definiert. 30 In diesem Fall würde sich die innerhalb <strong>der</strong> Erdgasnetze<br />
auftretende Vermischung ausnutzen lassen.<br />
Zum Vergleich werden in Tabelle 3.4 die Ansprüche dargestellt, die sich an eine Nutzung<br />
von Biogas als Kraftstoff knüpfen. Die Vorgaben für eine Verwendung zur Betankung von<br />
Fahrzeugen sind in <strong>der</strong> ISO/DIS 15403 definiert. Die Unterschiede zu den Grenzwerten<br />
<strong>der</strong> G 260 sind sehr gering. Allerdings werden bei <strong>der</strong> Nutzung als Kraftstoff die Vermarktungsmöglichkeiten<br />
gegenüber einer Einspeisung in das Erdgasnetz weniger durch lokal<br />
auftretende technische (begrenztes Aufnahmevermögen zu weit entfernter Erdgasleitungen<br />
etc.) o<strong>der</strong> rechtliche Probleme (fehlende Abnahmepflicht o. Ä.) behin<strong>der</strong>t.<br />
30<br />
Beispiel Schweiz: vgl. Weber (1998a), S. 4-5. Beispiel Dänemark/Schweden: vgl. SGC (2000),<br />
S. 56 ff.<br />
19
20<br />
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
Tabelle 3.4: Vergleich <strong>der</strong> notwendigen Gasqualitäten für Deutschland bei einer<br />
Einspeisung in das Erdgasnetz gegenüber einer Verwendung als<br />
Treibstoff; Quelle: Reher (2003)<br />
3.2 Anfor<strong>der</strong>ungen zur Einspeisung in Netze <strong>der</strong> allgemeinen Versorgung<br />
in an<strong>der</strong>en europäischen Län<strong>der</strong>n<br />
Bei den Recherchen zur Biogas-Nutzung in Skandinavien und in <strong>der</strong> Schweiz (vgl. Kapitel<br />
5) stellte sich heraus, dass eine Biogaseinspeisung in das öffentliche Gasversorgungsnetz<br />
hier geringeren Beschränkungen unterliegt als in <strong>der</strong> Bundesrepublik. So existiert<br />
beispielsweise eine in Dänemark o<strong>der</strong> in <strong>der</strong> Schweiz zugestandene Erleichterung für die<br />
Biogas-Einspeisung in eine höhere Druckstufe (Transportnetz) zurzeit in Deutschland<br />
nicht.<br />
Anfor<strong>der</strong>ungen zur Biogasverwendung in Schweden:<br />
Erdgas nach DVGW G 260 „green gas“ für Fahrzeugbetankung<br />
ISO / DIS 15403<br />
Brennwert [HS,n] 8,4 – 13,1 kWh/m 3 keine Mindestwerte<br />
CH4 keine Mindestwerte keine Mindestwerte (>96%<br />
gem. OEM-Erfahrungen)<br />
CO2 keine Höchstwerte < 3 %<br />
O2<br />
≤ 3 % trockenes Netz /<br />
≤ 5 % feuchtes Netz<br />
< 3 %<br />
N2 keine Höchstwerte keine Höchstwerte<br />
Kohlenwasserstoffe < Kondensationspunkt (bei jeweiligem<br />
Druck / Temperatur)<br />
Wasser < Kondensationspunkt (bei jeweiligem<br />
Druck / Temperatur)<br />
< 1 %<br />
< 0,03 g/m 3<br />
Öl keine Angaben < 70 – 200 mg/m³<br />
Glykol / Methanol keine Angaben technisch frei<br />
Gesamt-Schwefel (ohne<br />
Odorierungsmittel)<br />
≤ 30 mg/m³ < 120 mg/m³<br />
Mercaptanschwefel ≤ 6 mg/m³ < 15 mg/m³<br />
H2S ≤ 5 mg/m³ < 5 mg/m³<br />
Staub technisch frei technisch frei<br />
< 1 µm<br />
Im Jahre 2001 waren in Schweden mehr als 230 Biogasanlagen in Betrieb, 130 davon<br />
arbeiteten in Verbindung mit Abwasserbehandlungsanlagen (was in Deutschland eher<br />
mit dem Begriff Klärgaserzeugung verbunden wird) und erzeugten 60% des insgesamt
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
in Schweden produzierten Biogases (1.400 GWh). Weitere 30% wurden aus Deponien<br />
gewonnen, die restlichen 10% aus industrieller Abwasserbehandlung und Biomüll.<br />
Auf <strong>der</strong> Grundlage entsprechen<strong>der</strong> EU-Direktiven wurden in Schweden die auf Mülldeponien<br />
abgelagerten organischen Abfälle mit einer Steuer belegt; ab 2005 ist eine Ablagerung<br />
dieser Materialien auf Deponien verboten. Es ist zu erwarten, dass hierdurch<br />
die Nachfrage nach biologischen Behandlungsanlagen deutlich ansteigen wird. Die<br />
Vorteile einer Einspeisung von Biogas in das öffentliche Gasversorgungsnetz liegen in<br />
einer Erhöhung des Gasabsatzes für den Biogaserzeuger sowie in <strong>der</strong> Möglichkeit für<br />
den Netzbetreiber, „Grünes Gas“ anzubieten. Dieses Konzept ist in Schweden durch<br />
das nur gering ausgebaute Erdgasnetz jedoch sehr begrenzt.<br />
Vor diesem Hintergrund spielte die Biogas-Einspeisung in Schweden bislang eine untergeordnete<br />
Rolle. Allerdings wurde Biogas Ende <strong>der</strong> 90er Jahre als Treibstoff für<br />
Fahrzeuge in Schweden eingeführt und im September 1999 wurden Grenzwerte vereinbart,<br />
die seither sowohl für die Verwendung von Biogas als Treibstoff als auch für<br />
die Einspeisung in das öffentliche Gasnetz einzuhalten sind (siehe Tabelle 3.5).<br />
Tabelle 3.5: Anfor<strong>der</strong>ungen an Biogas für den Einsatz als Fahrzeugtreibstoff bzw.<br />
eine Einspeisung in das Gasnetz in Schweden; Quelle: Jönsson<br />
(2002), S. 6<br />
Bestandteil Grenzwert<br />
Methan % > 96<br />
Wasser mg/m 3 32<br />
Kohlendioxid %
22<br />
Übersicht zu rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
Um vor diesem Hintergrund die bestehenden gesetzlichen Regelungen/Grenzwerte in<br />
Dänemark 31 einzuhalten, kann ein auf einen Methangehalt von 90% angehobenes Biogas<br />
beispielsweise mit einem Anteil von 25% in das öffentliche Netz eingespeist werden. Findet<br />
überhaupt keine Aufbereitung statt, so kann das Biogas (65% Methan) in <strong>der</strong> Regel<br />
mit bis zu einem Volumenanteil von 8% in das Erdgasnetz eingespeist werden. 32<br />
Anfor<strong>der</strong>ungen zur Biogasverwendung in <strong>der</strong> Schweiz:<br />
Die Qualitätsanfor<strong>der</strong>ungen an die Aufbereitung des so genannten „Kompogases“ (vgl.<br />
auch Kapitel 5.1) werden in <strong>der</strong> Schweiz davon abhängig gemacht, ob es in ein Erdgasverteilungsnetz<br />
eingespeist wird o<strong>der</strong> ob lediglich eine beschränkte Zumischung in<br />
eine Transportleitung (HD-Leitung > 5 bar) erfolgt: 33<br />
a) Verteilnetzeinspeisung:<br />
Hier ist eine gute Durchmischung des zugegebenen Biogases mit dem Erdgas<br />
nicht immer gewährleistet, so dass das Biogas so aufbereitet werden muss, dass<br />
es sich chemisch nicht vom Erdgas unterscheidet. Das aufbereitete Kompogas<br />
kann dann für alle Erdgasanwendungen (Brennstoff für Erdgasheizungen, Warmwasserbereitung,<br />
Kochen) eingesetzt werden.<br />
b) Transportnetzeinspeisung:<br />
Hier sind grundsätzlich die gleichen Anfor<strong>der</strong>ungen zu erfüllen wie bei <strong>der</strong> Einspeisung<br />
in ein Erdgasverteilnetz. Allerdings können bezüglich des Methangehaltes<br />
und des Anteils <strong>der</strong> an<strong>der</strong>en Gase (zum Beispiel CO2) erhebliche Abstriche gemacht<br />
werden, wenn eine gute Durchmischung im Netz gewährleistet ist. Sichergestellt<br />
werden muss, dass das Gemisch an <strong>der</strong> Übergabestelle in ein Erdgasverteilnetz<br />
o<strong>der</strong> bei <strong>der</strong> Versorgung eines Gasverbrauchsapparates die Anfor<strong>der</strong>ungen<br />
erfüllt, die an das Erdgas gestellt werden (Heizwert, Brennwert und Wobbe-<br />
Index).<br />
Tabelle 3.6: Qualitätskriterien für die Einspeisung von Biogas in das Netz <strong>der</strong><br />
Gasversorgung Zürich; Quelle: Weber (1998), S. 24<br />
Einspeisung in<br />
Verteilnetz (ND) Transportnetz (HD > 5 bar)<br />
Methangehalt > 96 Vol.-% 60 Vol.-% (Funktion <strong>der</strong> Beimischung)<br />
O2-Gehalt < 0,5 Vol.-% < 0,5 Vol.-%<br />
H2S < 0,5 mg/Nm 3 < 5 mg/Nm 3<br />
Wasserdampftaupunkt unterhalb <strong>der</strong> Bodentemperatur des Verteilnetzes, beim jeweils<br />
maximalen zulässigen Betriebsdruck (< 5°C bei 2,5 Überdruck)<br />
Gasodorierung 15-20 mg THT/ Nm 3 ---<br />
31 Wobbe-Index: 51,9 – 54,9 MJ/Nm 3<br />
32 Jensen (2002), S. 5<br />
33 Weber (1998), S. 81 ff.
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
4. Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
4.1 Kurzdarstellung einiger Projekte zur Aufbereitung von Biogas<br />
In <strong>der</strong> Bundesrepublik existiert zwar eine große Anzahl von Biogas- bzw. Kläranlagenfaulturmanlagen,<br />
jedoch befindet sich aktuell keine Anlage zur Einspeisung in das Erdgasnetz<br />
in Betrieb. In einer Übersicht für das Jahr 2000 (siehe Tabelle 4.1) sind in den europäischen<br />
Nachbarlän<strong>der</strong>n (inkl. Schweden) 8 Biogasanlagen verzeichnet, die in Erdgasnetze<br />
einspeisen.<br />
Tabelle 4.1: Übersicht Biogasanlagen in Europa (Stand 2000); Quelle: SGC (2001)<br />
Land Anzahl Biogas-Anlagen<br />
Biogas-Anlagen<br />
mit Einspeisung in<br />
das Gasnetz<br />
Österreich 196 0 2<br />
Dänemark 40 0 1,2<br />
Finnland 24 0 ?<br />
Frankreich 5 0 ?<br />
Deutschland *) 800 0 2,8<br />
Nie<strong>der</strong>lande 269 4 4,4<br />
Schweden 215 1 34 4,98<br />
Schweiz 204 3 2,6<br />
Biogas-Erzeugung<br />
(PJ/Jahr)<br />
* ) In diesem Fall sind offenbar nur landwirtschaftliche Anlagen berücksichtigt.<br />
Nachfolgend werden ausgewählte Biogasanlagen aus <strong>der</strong> Bundesrepublik sowie aus dem<br />
europäischen Umland, die eine Einspeisung realisiert haben o<strong>der</strong> eine solche planen,<br />
kurz skizziert:<br />
34 Etwa 20 weitere in Schweden arbeitende Biogasaufbereitungsanlagen dienen zur Herstellung<br />
von Kraftfahrzeug-Treibstoff. In Göteborg wird darüber hinaus Biogas in ein Stadtgasnetz gegeben<br />
und in Stockholm sind 1500 Kunden an ein separates Biogasnetz angeschlossen. Aktuell<br />
gibt es 26 Biogasaufbreitungsanlagen in Schweden, wovon sich aber einige an gleichen Standorten<br />
befinden. Auskunft von Jönsson, SGC vom 2.8.04<br />
23
Projekte in Deutschland<br />
• Klärgasaufbereitung Kläranlage Stuttgart-Mühlhausen 35<br />
24<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Betreiber: Landeshauptstadt Stuttgart<br />
Das EU-geför<strong>der</strong>te Demonstrationsvorhaben behandelte die Klärgasaufbereitung zur<br />
Erhöhung des Brennwertes auf H-Gas-Qualität. Das bei <strong>der</strong> Klärschlammbehandlung<br />
gewonnene Klärgas, das nach Inbetriebnahme einer Wirbelschichtfeuerungsanlage<br />
mit selbstgängiger Verbrennung des Klärschlamms als Zusatzbrennstoff nicht mehr<br />
benötigt wurde, sollte einer sinnvollen Verwendung zugeführt werden.<br />
Nach Durchführung einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung, in <strong>der</strong> verschiedene Nutzungsmöglichkeiten<br />
einan<strong>der</strong> gegenüber gestellt wurden, entschied sich <strong>der</strong> Betreiber<br />
für eine Aufbereitung des Faulgases und Einspeisung in das öffentliche Gasnetz.<br />
Die Faulgasreinigung erfolgte mittels chemischer Absorption (Druckwäsche) in einem<br />
MEA-Regenerator 36 (zur Einordnung dieser Technik siehe auch Tabelle 4.5 )<br />
Nach <strong>der</strong> Aufbereitung wurde das Klärgas in das vorhandene Erdgasnetz eingespeist.<br />
Die Kapazität <strong>der</strong> Anlage betrug etwa 400 m 3 rohes Klärgas pro Stunde. Das<br />
reine Methan wurde zu einem Preis von 4 Pf/kWh an das lokale Gasversorgungsunternehmen<br />
verkauft.<br />
Die Anlage arbeitete während ihrer gesamten Laufzeit (1986 bis 1993) störungsfrei<br />
und hat während dieser Zeit etwa 5 Mio. m 3 gereinigtes Biogas in das städtische Erdgasnetz<br />
eingespeist. 37 Wie aus <strong>der</strong> in Tabelle 4.2 dargestellten Erlösrechung hervorgeht,<br />
ist die Anlage aus Betreibersicht auch wirtschaftlich gewesen.<br />
35<br />
Tentscher (2001c), S. 23<br />
36<br />
MEA = Monoäthanolamin, eine schwach organische Lauge<br />
37<br />
Quelle: Unterlagen <strong>der</strong> Landeshauptstadt Stuttgart, Tiefbauamt, Eigenbetrieb Stadtentwässerung,<br />
vom 12. Mai 2003
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Tabelle 4.2: Erlösrechnung für die Klärgasaufbereitung im Hauptklärwerk Stuttgart-Mühlhausen<br />
gemäß Betreiberangaben<br />
A. Gasaufbereitungsanlage<br />
Investitionskosten<br />
1,5 Mio. DM; 10 Jahre Abschreibung;<br />
7% Zinsen, Annuität 14,24%<br />
Betriebskosten<br />
Personal 36.000 DM<br />
Stromkosten 122.669 DM<br />
Weitere Kosten 69.460 DM<br />
Wartungskosten<br />
213.600 DM<br />
228.129 DM<br />
3,5% aus Investitionskosten 52.500 DM<br />
KOSTEN (A) 494.229 DM<br />
B. Faulraumheizung<br />
Investitionskosten<br />
1,8 Mio. DM; 20 Jahre Abschreibung;<br />
7% Zinsen, Annuität 9,44%<br />
Wartungskosten<br />
169.920DM<br />
2,0% aus Investitionskosten 36.000 DM<br />
KOSTEN (B) 205.920 DM<br />
GESAMTKOSTEN A+ B 700.149 DM<br />
EINNAHMEN (Gasverkauf)<br />
2,2 Mio. m 3 x 0,407 DM/ m 3<br />
- 895.400 DM<br />
ERLÖS pro Jahr bei 80% Auslastung 195.251 DM<br />
• Biogasaufbereitung auf <strong>der</strong> Kläranlage Mönchengladbach-Neuwerk<br />
Betreiber: Niersverband, Viersen<br />
Im Rahmen eines BMFT-Forschungsprojektes wurde 1981 eine Biogasaufbereitungsanlage<br />
auf <strong>der</strong> Kläranlage Mönchengladbach-Neuwerk als Pilotanlage errichtet.<br />
Betreiber war <strong>der</strong> Niersverband in Viersen. Die Anlage produzierte über einen Zeitraum<br />
von 15 Jahren (bis einschließlich August 1996) insgesamt 19,7 Millionen m 3 zu<br />
Erdgas-L-Qualität aufbereitetes Biogas.<br />
Analog zur Klärgasaufbereitung in Stuttgart-Mühlhausen wurde auch hier das Verfahren<br />
<strong>der</strong> Druckwäsche unter Einsatz von Monoäthanolamin (MEA) realisiert.<br />
25
26<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Das aufbereitete Gas wurde an das örtliche Gasversorgungsunternehmen (Stadtwerke<br />
Willich) abgegeben. Während im Jahr 1987 mit ca. 1,7 Millionen m 3 eine maximale<br />
Gasabgabe erreicht wurde, nahm die Produktion seither kontinuierlich ab. Dies ist im<br />
Wesentlichen auf einen erhöhten Eigenenergiebedarf zur Beheizung <strong>der</strong> Faulräume<br />
zurückzuführen, da sich einerseits die Menge <strong>der</strong> angelieferten Fremdschlämme erhöht<br />
und sich an<strong>der</strong>erseits die Entwässerbarkeit des Sekundärschlammes parallel zur<br />
Intensivierung <strong>der</strong> Stickstoffelimination signifikant verschlechtert hat.<br />
Der Betrieb <strong>der</strong> Anlage verlief nach Aussage des Niersverbandes über den Betriebszeitraum<br />
unfallfrei und weitgehend wartungsarm. Sicherheitsvorkehrungen umfassten<br />
unter an<strong>der</strong>em eine kontinuierliche Raumüberwachung, antistatische Bodenbeläge,<br />
Zwangsbe- und -entlüftung und eine redundante Auslegung <strong>der</strong> sicherheitsrelevanten<br />
Aggregate.<br />
Im Sommer 1996 wurde die Biogasaufbereitungsanlage parallel zur Inbetriebnahme<br />
einer Klärschlammtrocknung außer Betrieb genommen, da das überschüssige Faulgas<br />
für den Betrieb <strong>der</strong> Trocknung benötigt wurde.<br />
Nach Einschätzung des Betreibers sei - trotz <strong>der</strong> umwelt- und energiepolitisch sinnvollen<br />
Aufbereitung und Einspeisung des Faulgases in ein öffentliches Gasversorgungsnetz<br />
- die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebes vor dem Hintergrund <strong>der</strong><br />
nach wie vor günstigen Strompreise „tendenziell als eingeschränkt zu betrachten“. 38<br />
• Biogasanlage Albersdorf, Schleswig-Holstein<br />
Im Oktober 2002 nahm hier eine Versuchsanlage zur Biogasaufbereitung mittels<br />
Druckwechseladsorption (auch PSA-Verfahren genannt; zur Einordnung <strong>der</strong> Technik<br />
siehe auch Tabelle 4.5) ihren Betrieb auf. Das Vorhaben wurde durch das TTZ<br />
(Technologie Transfer Zentrum Schleswig Holstein) geför<strong>der</strong>t.<br />
Die Biogasanlage wird von <strong>der</strong> BioKraft Albersdorf GmbH & Co. KG betrieben. Sie<br />
wird zu 90% mit Gülle (75.000 Tonnen/a), 10% Mais und Grassilage (7.500 Tonnen/a)<br />
und an<strong>der</strong>e organische Reststoffe (3.500 Tonnen/a) beschickt.<br />
Das erzeugte Biogas wird in einem BHKW verstromt (6,7 Mio. kWh/a), 85% <strong>der</strong> erzeugten<br />
thermischen <strong>Energie</strong> werden in das Wärmenetz einer nahe gelegenen Bundeswehr-Kaserne<br />
eingespeist.<br />
In <strong>der</strong> Versuchsanlage zur Biogasaufbereitung wurden 50 m 3 Biogas pro Stunde auf<br />
Erdgasqualität aufbereitet. Eine Einspeisung in das Erdgasnetz fand jedoch nicht<br />
statt, das Gas wurde in den Kreislauf zurückgeführt und dient damit <strong>der</strong> Stromerzeugung<br />
im BHKW. Die Versuchslaufzeit endete im Dezember 2003.<br />
Gegen Ende <strong>der</strong> Betriebszeit <strong>der</strong> Druckwechseladsorptionsanlage wurde eine Versuchsanlage,<br />
die auf dem Prinzip <strong>der</strong> physikalischen Wäsche in Polyglykolether-<br />
38 Quelle: Unterlagen Niersverband, Abteilung Betrieb Kläranlagen, Viersen, vom 1. April 2003
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Lösung (Selexol) beruht (siehe auch Abschnitt 4.2), in Betrieb genommen. Diese Anlage<br />
musste aufgrund von finanziellen Schwierigkeiten des Betreibers nach drei Monaten<br />
still gelegt werden. Nach Auskunft eines Beteiligten 39 ermöglichte diese Anlage<br />
eine um etwa 1 %-Punkt höhere Methankonzentration im Erdgassubstitut (Werte um<br />
97 Vol.-%) als die PSA-Anlage und lief zudem weitgehend störungsfrei.<br />
• Biogasanlage Schleswig<br />
Hier war eine großtechnische Versuchsanlage zur Biogasaufbereitung nach dem<br />
Druckwechseladsorptionsverfahren geplant die 400 m 3 Biogas pro Tag auf H-Qualität<br />
bringen sollte. Das aufbereitete Biogas sollte für unterschiedliche Zwecke genutzt<br />
werden:<br />
• ÖPNV (Busbetrieb),<br />
• Verkauf an einer öffentlichen Raiffeisen-Tankstelle, an <strong>der</strong> eine zusätzliche<br />
Zapfsäule einzurichten ist,<br />
• Einspeisung in das öffentliche Gasnetz <strong>der</strong> Stadtwerke Schleswig.<br />
Für die Biogasanlage ist als Eintrag vorgesehen: 50% Gülle und 50% Kartoffel- bzw.<br />
Getreideschlempe, da sich eine Schnapsfabrik in unmittelbarer Nähe befindet. Die Errichtung<br />
<strong>der</strong> Biogasanlage, die von <strong>der</strong> Biokraft Schleswig betrieben werden sollte,<br />
musste lei<strong>der</strong> unterbrochen worden, weil <strong>der</strong> Hersteller in Insolvenz geraten ist. Die<br />
Biokraft Schleswig bemüht sich zurzeit um eine Auffanglösung, die zur Fertigstellung<br />
und Inbetriebnahme <strong>der</strong> Biogasanlage führen könnte.<br />
Nach Auskunft eines Mitarbeiters <strong>der</strong> Stadtwerke Schleswig 40 ist nicht mehr damit zu<br />
rechnen, dass das Projekt zur Einspeisung in das örtliche Gasnetz weiter verfolgt<br />
wird, zumal Perspektiven zur Nutzung <strong>der</strong> vom BHKW erzeugten Wärme in <strong>der</strong><br />
Nachbarschaft <strong>der</strong> Biogasanlage bestehen.<br />
Projekte im Ausland<br />
• Biogasaufbereitung und -einspeisung in Laholm 41<br />
Die Biogasanlage in Laholm wurde 1992 als eine Maßnahme zur Reduzierung <strong>der</strong><br />
Eutrophierung <strong>der</strong> Laholmer Bucht errichtet, in <strong>der</strong> wachsende Probleme mit <strong>der</strong> Düngerstickstoffabschwemmung<br />
auftraten.<br />
Weitere Zielsetzungen des Projektes waren die Produktion von Biogas für Laholm<br />
und die Herstellung eines biologischen Düngemittels für die umliegende Landwirtschaft.<br />
39 Telefonat mit Herrn Dr. Hack am 14.7.04<br />
40 Telefonat mit Herrn Klausen am 14.7.04<br />
41 vgl. Jönsson (2002)<br />
27
28<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Die Anlage wird betrieben von <strong>der</strong> Laholm Biogas AB, einer Gesellschaft im Eigentum<br />
des regionalen <strong>Energie</strong>versorgers Södra Hallands Kraft AB, <strong>der</strong> örtlichen Landwirtsvereinigung<br />
(20 Landwirte) und <strong>der</strong> Stadt Laholm. Die Anlage verarbeitet 25.000 t<br />
Gülle pro Jahr sowie 10.000 t an<strong>der</strong>e Abfallmaterialien insbeson<strong>der</strong>e von 15 verschiedenen<br />
Lebensmittelbetrieben. In 2002 wurde die Kapazität durch die Errichtung<br />
einer zweiten, identischen Anlage verdoppelt.<br />
In <strong>der</strong> ersten Ausbaustufe betrug die Biogasproduktion jährlich etwa 10-15 GWh mit<br />
einem Methangehalt von etwa 70%. Bis 2000 wurde dieses Gas in einem Blockheizwerk<br />
genutzt, um etwa 300 Wohnungen mit Wärme zu versorgen. In Zeiten einer ungenügenden<br />
Biogasproduktion wurde das Blockheizkraftwerk mit Erdgas betrieben.<br />
Ein wesentlicher Nachteil des Systems bestand darin, dass in den Perioden mit niedrigem<br />
Wärmebedarf im Nahwärmesystem nahezu 40% des erzeugten Biogases abgefackelt<br />
werden mussten.<br />
Im Jahre 2001 wurde daher eine Biogasaufbereitungsanlage errichtet, die 250<br />
m 3 /Std. Biogas (60-65% Methan) auf Erdgasqualität aufbereiten kann. Im Einzelnen<br />
werden folgende Schritte durchgeführt:<br />
- Entschwefelung<br />
- Kohlendioxidabtrennung mittels einer Absorption an Polyglykolether-Lösung<br />
(Selexol)<br />
- Angleichung des Wobbe-Index durch Beimischung von 5-10% Propangas<br />
Das so erzeugte Gas wird wie vorher im BHKW genutzt. Wenn die Wärmelast absinkt,<br />
wird das aufbereitete Gas in die lokale Nie<strong>der</strong>druckgasleitung eingespeist und<br />
in <strong>der</strong> Stadt Laholm verteilt. Im Jahre 2003 wurde ein Biogasanteil von 30% am gesamten<br />
Gasabsatz in Laholm (90 GWh pro Jahr) erreicht.<br />
Die Biogasanlage in Laholm ist die einzige in Schweden, in <strong>der</strong> Biogas direkt in das<br />
Erdgasnetz eingespeist wird. An zwei weiteren Orten (Göteborg und Stockholm) wird<br />
Biogas an Privathaushalte verteilt. Die Verteilung in lokalen Gasversorgungsnetzen<br />
wird in einer Reihe weiterer Anlagen untersucht; die Netze sind jedoch vom öffentlichen<br />
Gasversorgungsnetz getrennt.<br />
• Biogasaufbereitung in Linköping<br />
Die Linköping Biogas AB, ein Joint-Venture-Unternehmen mit Beteiligung <strong>der</strong> Stadtwerke<br />
Linköping sowie zweier Unternehmen aus dem landwirtschaftlichen Bereich,<br />
versorgen die gesamte Flotte <strong>der</strong> Stadtbusse (63 Fahrzeuge) sowie 132 weitere<br />
Fahrzeuge 42 mit insgesamt 3,7 Mio. m 3 aufbereitetem Biogas (Stand November 2002)<br />
43 . In 2003 hat <strong>der</strong> Absatz auf gut 4 Mio. m 3 zugenommen. 44<br />
42<br />
Zu den „weiteren Fahrzeugen“ zählen vor allem Volvo V70 (darunter 30 Taxis), einige VW-<br />
Caddy und VW-Transporter, Opel Astra und neun Müllfahrzeuge.<br />
43<br />
ATB (2002), Bertil Carlsson, Stadtwerke Linköping: „Upgrading and biogas utilisation in Linköping“,<br />
S. 83 ff.<br />
44<br />
Lt. Auskunft von Owe Jönsson; SGC; vom 2.8.04
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Die Biogas-Erzeugungsanlage fungiert gleichzeitig als Abfallbehandlungsanlage und<br />
Produktionsstätte für biologischen Dünger und Fahrzeugtreibstoff. Eingesetzt werden<br />
verschiedene organische Materialien, vor allem Abfallmaterial aus einem lokalen<br />
Werk <strong>der</strong> Swedish Meats, einem großen Nahrungsmittelerzeugungsunternehmen,<br />
sowie Gülle.<br />
Nach dem Stand von 2002 erfolgte die anschließende Biogas-Aufbereitung in fünf<br />
Aufbereitungsanlagen, davon arbeitete eine mit dem PSA-Verfahren (Druckwechseladsorption)<br />
und vier weitere mit <strong>der</strong> nassen Druckwäsche. Die Gesamt-Kapazität betrug<br />
zu dem Zeitpunkt 1.800 Nm 3 /Std. Rohgas, dessen Methan-Gehalt hier von 65-<br />
70% auf 96-97% erhöht wird. 45<br />
Nach einer weiteren Ausweitung <strong>der</strong> Aufbereitungskapazität werden inzwischen drei<br />
öffentliche Tankstellen und eine Tankstelle für Busse mit Biomethan versorgt. 46 Für<br />
2006 wird ein jährlicher Absatz an Biomethan von 6 Mio. m 3 anvisiert. 47<br />
• Deponiegasaufbereitung in den Nie<strong>der</strong>landen<br />
Im Rahmen des EU-Forschungsprojektes ALTENER wurden unter an<strong>der</strong>em an fünf<br />
Deponie-Standorten in den Nie<strong>der</strong>landen (Tilburg, Vasse, Wolvega, Nuenen und<br />
Wijster) Gasreinigungs- und Methananreicherungsanlagen errichtet. Das hier verarbeitete,<br />
aus <strong>der</strong> Vergärung von organischen Abfällen in einem „VGF waste digester“ 48<br />
sowie Klärschlamm gewonnene Biogas, wird nach <strong>der</strong> Aufbereitung mittels Druckwasserwäsche<br />
bzw. Druckwechselabsorptionsverfahren in das öffentliche Gasnetz<br />
eingespeist. 49<br />
In Tabelle 4.3 sind einige Kostendaten <strong>der</strong> etwa 1990 in Betrieb gegangenen Anlagen<br />
zusammengestellt. Hinsichtlich <strong>der</strong> Aufbereitungskosten ist zu beachten, dass die<br />
Gasnetze im Bereich <strong>der</strong> holländischen Anlagen Methananteile unter 90% aufweisen<br />
50 , so dass die Ansprüche an die Aufbereitung gegenüber <strong>der</strong> üblichen Situation in<br />
Deutschland herabgesetzt sind.<br />
45<br />
ATB (2002), Bertil Carlsson, Stadtwerke Linköping: „Upgrading and biogas utilisation in Linköping“,<br />
S. 83 ff.<br />
46<br />
Lt. Auskunft von Owe Jönsson; SGC; vom 2.8.04<br />
47<br />
ATB (2002), Bertil Carlsson, Stadtwerke Linköping: „Upgrading and biogas utilisation in Linköping“,<br />
S. 83 ff.<br />
48<br />
VGF: vegetable, garden and fruit (waste digester)<br />
49 Tentscher (2001c), S. 25<br />
50 Persson (2003), S. 46f<br />
29
Tabelle 4.3: Kosten einiger holländischer Aufbereitungsanlagen 51<br />
30<br />
Ort Verfahren Kapazität<br />
m 3 /h<br />
Invest.<br />
Mio. €<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
W + R<br />
T€/a<br />
Sonst. Betr.-K.<br />
T€/a<br />
Tilburg Druckwasser 2000 2,4 300 54<br />
Spez.Kosten<br />
ct/kWh<br />
Wijster PSA 1000 1,6 72 140 1<br />
Nuenen PSA 1200 1,9 350<br />
4.2 Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in das Gasnetz<br />
Eine Grundbedingung für die Einspeisung von Biogas ist, dass dieses hinsichtlich bestimmter<br />
Parameter kompatibel mit dem zur Verteilung kommenden Gas in <strong>der</strong> Leitung<br />
ist. Die nachfolgende Tabelle liefert eine Übersicht über durchschnittliche Gasqualitäten.<br />
Tabelle 4.4: Durchschnittliche Eigenschaften von Erdgas, Stadtgas und Biogas;<br />
Quelle: Wellinger (1998)<br />
Parameter Einheit Erdgas Stadtgas Biogas 52<br />
Heizwert Hu 53 MJ/m 3 36,1 16,1 21,5<br />
Dichte kg/m 3 0,8 0,5 1,2<br />
Wobbe-Index MJ/m 3 39,9 22,5 19,5<br />
max. Zündgeschwindigkeit m/s 0,4 0,70 0,3<br />
theoretischer Luftbedarf m 3 Luft/m 3 Gas 9,5 3,8 5,7<br />
Taupunkt °C 59 60 60-160<br />
Nach Auffassung <strong>der</strong> deutschen Gasversorgungsunternehmen sind bei <strong>der</strong> Einspeisung<br />
von Biogas in das öffentliche Gasnetz prinzipiell 2 Möglichkeiten zu unterscheiden: 54<br />
• Das aufbereitete und verdichtete Gas wird als Austauschgas 55 entsprechend Ziffer<br />
4.4.2 des DVGW Arbeitsblattes G 260 übernommen. In diesem Fall werden durch die<br />
Art <strong>der</strong> Aufbereitung <strong>der</strong> Brennwert und <strong>der</strong> Wobbe-Index so eingestellt, dass zu dem<br />
in <strong>der</strong> Transportleitung des Netzbetreibers transportierten Erdgas nur marginale Un-<br />
51<br />
aus Persson (2003), S. 47ff entnommen<br />
52<br />
60 % CH4, 35% CO2<br />
53<br />
unterer Heizwert, Hi nach DIN 51857<br />
54<br />
Friedrichs (2003), S. 62<br />
55<br />
Austauschgas: Gasgemisch mit vom Grundgas abweichen<strong>der</strong> Zusammensetzung und gleichem<br />
Brennverhalten
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
terschiede bestehen. Dieses wäre beispielsweise gegeben, wenn bei <strong>der</strong> Versorgung<br />
eines Gebietes mit Erdgas aus Russland das im Biogas enthaltene CO2 vollständig<br />
entfernt würde; in diesem Fall bestehen we<strong>der</strong> im Hinblick auf die Gasbeschaffenheitsparameter<br />
Unterschiede noch hat <strong>der</strong> Netzbetreiber beson<strong>der</strong>e Probleme mit einer<br />
zeit- und wärmeäquivalenten Mengenübernahme von Biogas. Der Netzbetreiber<br />
übernimmt das Gas, das <strong>der</strong> Produzent hinsichtlich seiner regelgerechten Beschaffenheit<br />
überwacht, am Eingang einer Mess- und Regeleinrichtung und transportiert es<br />
in seinem Netz zu den jeweiligen Kunden.<br />
• Im 2. Fall wird das aufbereitete Biogas zur Konditionierung durch den Netzbetreiber 56<br />
entsprechend Ziffer 4.2 und 4.3 des DVGW-Arbeitsblattes G 260 übernommen. Es<br />
enthält neben Methan noch höhere Anteile an CO2 sowie weitere Gasbegleitstoffe<br />
und ist in dieser Form nicht kompatibel. Entsprechend den Vereinbarungen <strong>der</strong> Anlage<br />
„Kompatibilität“ <strong>der</strong> VV Erdgas II soll in diesem Fall zwischen Produzent und Netzbetreiber<br />
über Möglichkeiten zur geregelten Übernahme des Gases gesprochen werden.<br />
Der Netzbetreiber prüft die Gegebenheiten in seinem Netz und die Möglichkeiten,<br />
das angebotene Gas netzkompatibel zu machen. Bei dieser Prüfung muss darauf<br />
geachtet werden, dass vorhandene Transportkunden in ihren Rechten nicht beeinträchtigt<br />
werden. Wenn entsprechende Möglichkeiten zur Konditionierung bestehen,<br />
wird <strong>der</strong> Netzbetreiber den Netzzugangskunden ein technisches und preisliches Angebot<br />
unterbreiten.<br />
Zur Gewährleistung einer einwandfreien Beschaffenheit muss bei Konditionierungsgasen<br />
mit großen Unterschieden in <strong>der</strong> Gasbeschaffenheit zum Leitungsgas ein Gasmischer<br />
vorgesehen werden. Entsprechende Anlagen werden Heiz- o<strong>der</strong> Wobbe-Wert gesteuert,<br />
die Regelgrößen sind Druck, Erdgasvolumenstrom und Biogasvolumenstrom sowie die<br />
Heiz- o<strong>der</strong> Wobbe-Werte aller beteiligten Gase. Um eine homogene Mischung im nachgeschalteten<br />
Netz zu gewährleisten, sollten Mischanlagen kontinuierlich betrieben werden.<br />
Der zumischbare Anteil von CO2 richtet sich nach dem bereits vorhandenen Anteil im<br />
Erdgasstrom (in <strong>der</strong> Regel nicht mehr als 2 %) und <strong>der</strong> Stickstoffmenge im Erdgas. Starke<br />
Gasbeschaffenheitswechsel bewirken einen großen Regelaufwand und benötigen ein<br />
Netz, welches als „Dämpfung“ dient. Wenn das Gas in ein örtliches Netz eines GVU eingespeist<br />
werden soll, ist <strong>der</strong> wesentlich geringere Erdgasabsatz im Sommer zu beachten.<br />
Gegebenenfalls muss dann die einspeisbare Biogasmenge reduziert werden, um eine<br />
einheitliche Gasbeschaffenheit im Netz zu gewährleisten.<br />
Grundsätzlich ist bei einer Einspeisung von aufbereitetem Biogas in das öffentliche Gasnetz<br />
zu berücksichtigen, dass <strong>der</strong> Brennwert des Gasnetzes regional unterschiedlich ist.<br />
Auf europäischer Ebene werden unterschieden: H-Gas (high calorific: 12,8 – 15,7<br />
kWh/m 3 ) und L-Gas (low calorific: 10,5 – 14 kWh/m 3 ). Der Wobbe-Index ist abhängig vom<br />
Methangehalt des Biogases: In grober Abschätzung muss in L-Gas-Gebieten <strong>der</strong> Methan-<br />
56<br />
Zusatzgas: Gasgemisch mit vom Grundgas abweichen<strong>der</strong> Zusammensetzung und abweichendem<br />
Brennverhalten<br />
31
32<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Gehalt des als Konditionierungsgas (vgl. Ausführungen unter Kapitel 4.2) eingespeisten<br />
Biogases mindestens 81 Vol.-% betragen, in H-Gas-Gebieten mindestens 91 Vol.-%. Aufgrund<br />
des DVGW-Arbeitsblattes G 685 (Gasabrechnung) verschieben sich die tolerierbaren<br />
Grenzen weiter nach oben, weil <strong>der</strong> Abrechnungsbrennwert um nicht mehr als 2 %<br />
vom tatsächlichen mittleren Brennwert des dem Gaskunden gelieferten Gases abweichen<br />
darf. 57<br />
Um diese, für eine Einspeisung in das Gasnetz erfor<strong>der</strong>lichen Werte zu erreichen, ist eine<br />
Aufbereitung des Biogases erfor<strong>der</strong>lich. Hierfür sind folgende Verfahrensschritte erfor<strong>der</strong>lich:<br />
a) Entfernung fester/flüssiger Bestandteile und Trocknung des Gases<br />
Für die Abschaltung eventuell mitgerissener Fest- o<strong>der</strong> Flüssigstoffpartikel wird das<br />
Biogas durch einen entsprechenden Filter geleitet. Eingesetzt werden hier neben<br />
Kiestöpfen (Einsatz als Grobfilter, Entwässerer) und Patronenfiltern (Feinfilter, für<br />
gastechnische Anlagen) auch Zyklonabschei<strong>der</strong> sowie die Kälte-, Adsorptions- o<strong>der</strong><br />
Drucktrocknung. Letztere Verfahren sind jedoch sehr kostenintensiv und werden nur<br />
dann verwendet, wenn eine nachgeschaltete Stufe eine entsprechende Aufbereitung<br />
erfor<strong>der</strong>t. Bei <strong>der</strong> Kondensationstrocknung wird <strong>der</strong> Taupunkt des Wassers unterschritten.<br />
Adsorptionsverfahren können auf das Bindevermögen von Aktivkohle, Silicagel<br />
o<strong>der</strong> von Molekularsieben basieren. Daneben kommt noch ein Adsorptionsverfahren<br />
mit Hilfe von Triethylenglycol in Frage. 58<br />
Die Kondensatabscheidung und die Trocknung können in ein o<strong>der</strong> zwei Stufen erfolgen:<br />
Wird in den weiteren Aufbereitungsschritten auf „trockene Verfahren“ zurückgegriffen,<br />
kann durch Anwendung tieferer Temperaturen bei <strong>der</strong> Kondensatabscheidung<br />
bereits eine Trocknung auf einen Taupunkt von 5 Grad Celsius erreicht werden. Bei<br />
Anwendung nasser Aufbereitungsschritte erfolgt die Trocknung erst als letzter Schritt.<br />
b) Entschwefelung<br />
Da <strong>der</strong> Schwefelgehalt von Gasen die Lebensdauer von Leitungen und<br />
Verbrauchseinrichtungen beeinträchtigen kann, ist eine Entschwefelung des Gases<br />
erfor<strong>der</strong>lich. Hierfür existieren mehrere geeignete Verfahren. In <strong>der</strong> Praxis kommen<br />
hauptsächlich chemische Adsorptionstechniken zum Zuge. Hierzu zählen die Umsetzung<br />
von Schwefelwasserstoff zu elementarem Schwefel an jodimprägnierter Aktivkohle<br />
und die trockene Entschwefelung durch Reaktion von Schwefelwasserstoff mit<br />
Eisenhydroxid und Sauerstoff zu elementarem Schwefel. Insbeson<strong>der</strong>e bei landwirtschaftlichen<br />
Hofanlagen wird die Oxidation von Schwefelwasserstoff auf biologischem<br />
Wege betrieben, indem Luft in sehr geringen Mengen in den Gärbehälter (z.B. mittels<br />
Aquariumpumpen) eingeblasen wird. Diese biologische Oxidation kann auch extern<br />
57<br />
Stricker (2003)<br />
58<br />
vgl. Weiland (2003)
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
durch Biofiltration im Rieselbett erfolgen. Weiterhin sind noch eine chemische Absorption<br />
auf <strong>der</strong> Basis einer alkalischen Wäsche, die chemische Fällung mittels Eisenchlorid<br />
und eine Membrantrennung mit Hilfe von semipermeablen Membranen zu<br />
59 60<br />
nennen.<br />
c) Methananreicherung / Kohlendioxidabtrennung<br />
Zur Methananreicherung von Biogasen sind nachfolgende Verfahren großtechnisch<br />
o<strong>der</strong> als Pilotanlage ausgeführt:<br />
- Druckwäsche<br />
- PSA-Verfahren (Pressure Swing Adsorption = Druckwechseladsorptions-<br />
verfahren)<br />
- Membran-Trennverfahren<br />
- Gasverflüssigung<br />
Druckwäsche:<br />
Die Druckwäsche zählt zu den „absorptiven“ o<strong>der</strong> auch „nassen Verfahren“ <strong>der</strong> Methananreicherung.<br />
Hier wird weiter unterschieden in die physikalische und die chemisch-physikalische<br />
Wäsche. In beiden Fällen wird die unterschiedliche Löslichkeit<br />
von Kohlendioxid und Methan in Wasser ausgenutzt. Kohlendioxid löst sich unter<br />
Druck stehend stärker als Methan im Wasser und wird bei einem Rückgang des Behälterdrucks<br />
wie<strong>der</strong> freigesetzt (Prinzip Sektflasche). Ebenso geht Schwefelwasserstoff<br />
(H2S) bei <strong>der</strong> Druckwäsche in Lösung. Bei Prozessen, die allein mit Wasser arbeiten,<br />
kommen Anlagen mit und ohne Regenerierung des Waschwassers vor.<br />
Die kostengünstigere Variante ohne Regenerierung wird gewählt, wenn gereinigtes<br />
Abwasser kostenlos zur Verfügung steht. Das mit Kohlensäure angereicherte<br />
Waschwasser wird anschließend einfach in die Kläranlage geleitet. Hierfür werden<br />
erheblich höhere Wassermengen benötigt als für Anlagen mit Regenerierung des<br />
Waschwassers. Verstopfungsprobleme in <strong>der</strong> Packungskolonne, die bei Nutzung von<br />
gereinigtem Abwasser intensiver als bei Zapfwasser zu befürchten sind, lassen sich<br />
durch eine in größeren Zeitabständen vorgenommene Spülung mit Detergenzien minimieren.<br />
Bei dem Verfahren, das eine Regenerierung des Waschwassers beinhaltet, wird CO2<br />
nach <strong>der</strong> in einem nachfolgenden Behälter eintretenden Entspannung freigesetzt und<br />
noch mit relativ hohen CH4-Anteilen behaftet dem zugeleiteten Rohbiogas zugefügt.<br />
Mithilfe dieser Rückführung, die mit einer Variation des in <strong>der</strong> Adsorptionskolonne<br />
herrschenden Druckes einhergeht, werden die Methanverluste reduziert und die Methankonzentration<br />
des Biomethans gesteigert. Die Desorption von CO2 und H2S erfolgt<br />
dann in einem weiteren Behälter bzw. Behälterabschnitt, indem die Gasfreiset-<br />
59 vgl. Muche (1999)<br />
60 vgl. Weiland (2003)<br />
33
34<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
zung durch Lufteintrag geför<strong>der</strong>t wird. Das von den Gasen befreite Wasser wird gekühlt<br />
und dann wie<strong>der</strong> zum Absorptionsbehälter geleitet.<br />
Bei rein physikalischen Wäschen ist <strong>der</strong> Druck entscheidend, unter welchem die Absorption<br />
stattfindet. Bei Betriebsdrücken von 10-12 bar und einer Absorptionstemperatur<br />
von etwa 20°C wird das CO2 in einer Gegenstrom-Packungskolonne mittels<br />
Brauchwasser („Druckwasserwäsche“) o<strong>der</strong> auch einer Lösung aus Polyglykolether<br />
(Handelsname Selexol) absorbiert. Der Vorteil <strong>der</strong> Lösung gegenüber einem reinen<br />
Wasserbad liegt darin, dass sich CO2 und H2S hier besser lösen, so dass insgesamt<br />
weniger Flüssigkeit erfor<strong>der</strong>lich ist und <strong>der</strong> energetische Aufwand für die Umwälzung<br />
sinkt. Das Aufnahmevermögen von CO2 ist um den Faktor 3 höher als bei Wasser.<br />
Falls H2S nicht bereits vor dem Selexol-Bad entfernt wurde, ist für die Regenerierung<br />
eine Erwärmung <strong>der</strong> Waschlösung erfor<strong>der</strong>lich 61 . Ansonsten wird die Regenerierung<br />
<strong>der</strong> Waschlösung nach dem gleichen Prinzip wie bereits für Wasser beschrieben<br />
durchgeführt. Sowohl beim Druckwasser- als auch beim Selexol-Verfahren ist bei den<br />
hauptsächlich aus CO2 bestehenden Abgasen mit H2S-Anteilen zu rechnen, so dass<br />
diese zur Vermeidung von Geruchsproblemen durch einen Biofilter geleitet werden<br />
sollten.<br />
Rohbiogas<br />
Absorptions-<br />
kolonne<br />
Wasserkreislauf<br />
Schematischer Aufbau einer Druckwasserwäsche<br />
Biogas<br />
Desorptions-<br />
kolonne<br />
(Regeneration von<br />
Waschwasser)<br />
W0305222<br />
CDR<br />
Abbildung 4-1: Schematischer Aufbau einer Druckwasserwäsche 62<br />
Mit dem Druckwäsche-Verfahren werden Methankonzentrationen > 96% bei 100%<br />
Feuchte realisiert.<br />
61<br />
vgl. Persson (2003)<br />
62<br />
vgl. Weiland (2003)
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Bei <strong>der</strong> chemisch-physikalischen Wäsche sind die Waschlösung und die zugehörige<br />
chemische Reaktion (vor allem mit Monoäthanolamin, MEA) von Bedeutung.<br />
Dieses Verfahren ermöglicht die rein chemische CO2-Bindung auch unter atmosphärischen<br />
Druckverhältnissen. Das Reaktionsmittel wird mit Hilfe von Dampf regeneriert.<br />
Die nasse Gaswäsche ist das heute in Europa verbreitetste Verfahren zur Aufbereitung<br />
von Biogas. 63 Etwa 80% des Biogases in Schweden wird mit dieser Technologie<br />
aufbereitet. 64 In <strong>der</strong> Bundesrepublik ist eine entsprechende Anlage unter<br />
an<strong>der</strong>em im Klärwerk Mönchengladbach-Neuwerk betrieben worden (vgl. Ausführungen<br />
im Kapitel 4.1).<br />
In Abbildung 4-1 wird <strong>der</strong> schematische Aufbau dieses Verfahrens und in<br />
Abbildung 4-2 ein mehr ins Detail gehende Fließschema <strong>der</strong> Druckwasserwäsche<br />
gezeigt.<br />
INLET<br />
SEPARATOR<br />
DRIER<br />
Upgraded Biogas<br />
97-98% CH 4<br />
2% CO 2<br />
0-1% Inert gas<br />
-80ºC Dew point<br />
Raw Biogas in<br />
65% CH 4<br />
35% CO 2<br />
> 50mbarG<br />
COMPRESSOR<br />
Upgraded Biogas<br />
97-98% CH 4<br />
2% CO 2<br />
0-1% Inerts<br />
SKRUBBER<br />
65% CH 4<br />
35% CO 2<br />
Ca: 9bar.G<br />
Abbildung 4-2: Fließschema <strong>der</strong> nassen Gaswäsche 65<br />
63<br />
Bach (2002), S. 12<br />
64<br />
Stand 2002, ATB (2002), S. 109 ff.<br />
65<br />
vgl. Tentscher (2003)<br />
FLASHING-TOWER<br />
STRIPPER-<br />
TOWER,<br />
CO 2<br />
AIR IN<br />
WATER<br />
PUMP<br />
35
36<br />
Druckwechselverfahren (PSA)<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Beim Druckwechselverfahren handelt es sich um ein „adsorptives“ o<strong>der</strong> so genanntes<br />
„trockenes Verfahren“ <strong>der</strong> Kohlendioxidabtrennung. Das Biogas wird über einen Verdichter<br />
(ca. 5-10 bar) in die Adsorberbehälter gepresst. Dort adsorbiert das Kohlendioxid<br />
an Aktivkohle o<strong>der</strong> an Molekularsieben auf Kohlenstoffbasis. Um die Gasreinigung<br />
während <strong>der</strong> Regeneration nicht unterbrechen zu müssen und den <strong>Energie</strong>bedarf<br />
für die Gas-Kompression zu reduzieren, indem <strong>der</strong> freigesetzte Gasdruck jedes<br />
Adsorbers in den an<strong>der</strong>en genutzt werden kann 66 , werden mindestens vier Adsorber-<br />
Behälter zusammengeschlossen. Wechselseitig läuft in einem <strong>der</strong> Behälter die Adsorption,<br />
in einem die Druckentspannung, in einem die Desorption und einem <strong>der</strong> erneute<br />
Druckaufbau ab. Das am Ende entstandene CH4-reiche Gas kann in die Gasleitung<br />
eingespeist werden. 67 Das bei <strong>der</strong> Druckentspannung desorbierte CO2 wird in<br />
die Atmosphäre abgeführt. 68 Analog zur Druckwasserwäsche werden auch mit diesem<br />
Verfahren Reingaskonzentrationen von > 96% realisiert.<br />
PSA-Anlagen sind in <strong>der</strong> Schweiz und in Schweden ausgeführt und wurde in <strong>der</strong> Bundesrepublik<br />
versuchshalber betrieben. In Schweden stellen sie die zweithäufigste<br />
Anlagenart dar. 69<br />
Molekularsieb<br />
Schematischer Aufbau einer Druckwechseladsorptionsanlage<br />
Biogas<br />
Vakuumpumpe<br />
W0305221<br />
CDR<br />
Abbildung 4-3: Schematischer Aufbau einer Druckwechseladsorptionsanlage<br />
70<br />
66<br />
Wellinger (1998), S.11<br />
67<br />
ATV-DVWK (2002), S. 18<br />
68<br />
Dichtl (2002), S. 8<br />
69<br />
vgl. Persson (2003)<br />
70<br />
vgl. Weiland (2003)
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Membran-Trennverfahren:<br />
Eine weitere Möglichkeit <strong>der</strong> Trennung von CH4, CH2 und Gasbegleitstoffen bietet –<br />
aufgrund <strong>der</strong> unterschiedlichen Permeabilität des Membranmaterials für die verschiedenen<br />
Gasmoleküle – das Membran-Trennverfahren.<br />
Der eingesetzte Werkstoff entscheidet über die Selektivität. Mittels Membrantrennung<br />
kann daher sowohl die gemeinsame Abtrennung von Kohlendioxid und Schwefeldioxid<br />
als auch die selektive Abtrennung von H2S und CO2 (Einsatz von zweistufigen<br />
Anlagen) durchgeführt werden. Die abgetrennten Gasbestandteile werden in einem<br />
nächsten Schritt in Waschlösungen absorbiert (nasses Membranverfahren) o<strong>der</strong> gasförmig<br />
ausgetragen (trockenes Membranverfahren). Das für den Trennprozess erfor<strong>der</strong>liche<br />
Druckgefälle wird in <strong>der</strong> Regel durch einen Überdruck auf <strong>der</strong> Rohgasseite<br />
realisiert.<br />
Das aufbereitete Gas liegt bei einem vergleichsweise hohen Druck vor, <strong>der</strong> eine Einspeisung<br />
in das öffentliche Gasnetz erleichtert. Membran-Trennverfahren werden aus<br />
Kostengründen in <strong>der</strong> Regel erst bei Rohgasströmen von über 500 m 3 /h projektiert.<br />
Allerdings wird zumindest bezogen auf das nasse Verfahren berichtet, dass die<br />
Standzeit <strong>der</strong> Membranen zu kurz ist. 71<br />
Pilotanlagen wurden in Schweden und in <strong>der</strong> Schweiz 72 realisiert (je eine Anlage).<br />
Gasverflüssigung<br />
Bei <strong>der</strong> Gasverflüssigung, auch kryogene (o<strong>der</strong> Tieftemperatur-) Biogastrennung genannt,<br />
handelt es sich um ein vor <strong>der</strong> Erprobung stehendes Verfahren zur Methangewinnung<br />
aus Biogas zwecks Kraftstofferzeugung.<br />
Nach Verdichtung auf einen Eingangsdruck von etwa 200 bar werden die Gasbegleitstoffe<br />
(H2S usw.) an Molekularsieben adsorbiert. Anschließend wird das verflüssigte<br />
Gasgemisch mittels Nie<strong>der</strong>temperaturdestillation (auch: „Tieftemperaturrektifikation“)<br />
bei etwa 30 bar (die Abkühlung bewirkt eine entsprechende Vermin<strong>der</strong>ung des Druckes)<br />
aufgetrennt. Dabei wird also ausgenutzt, dass die Gaskomponenten sehr unterschiedliche<br />
Siedepunkte aufweisen: bei 50 bar wird CH4 unter minus 80°C und<br />
CO2 bei plus 15°C flüssig.<br />
CO2 und etwa 80% des CH4 werden flüssig abgezogen, 20% des Methans liegt gasförmig<br />
vor. Das flüssige Methan wird bei -161°C unter Normaldruck und das CO2 in<br />
Druckbehältern bei 20 bar und Umgebungstemperatur gelagert.<br />
Die Funktionsweise des Verfahrens wurde in Laborversuchen bestätigt, bislang aber<br />
noch nicht in größerem Maßstab für die Biogas-Aufbereitung erprobt. Eine 2003 in<br />
Anklam vorgesehene Versuchsanlage im Rahmen einer bestehenden Biogasanlage<br />
71<br />
vgl. Schulte-Schulze Berndt (2003)<br />
72<br />
Dichtl (2002), S. 9<br />
37
38<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
kam trotz För<strong>der</strong>zusage durch die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR)<br />
nicht zustande. Bei dem Projekt <strong>der</strong> Arbeitsgemeinschaft Biogastankstelle Anklam<br />
GbR sollte Biogas mit Hilfe <strong>der</strong> Tieftemperatur-Rektifikation zu Kraftstoff aufbereitet<br />
werden. Ein beson<strong>der</strong>er Aspekt war in diesem Fall, dass das abgetrennte CO2 als<br />
Ausgangsprodukt zur Trockeneisherstellung, für das es kommerzielle Nutzungsmöglichkeiten<br />
(z.B. zur Behandlung von Metalloberflächen) gibt, verwendet werden sollte.<br />
Der Vorteil <strong>der</strong> Gasverflüssigung liegt in einem hohen Reinheitsgrad des aufbereiteten<br />
Gases. Aufgrund des hohen <strong>Energie</strong>bedarfes ist das Verfahren aber sehr kostenintensiv.<br />
BGA<br />
Biolog.<br />
Entschwefelung<br />
Verdichter 1 Vorfilter / Molsieb<br />
Fremdkältesystem<br />
Stirling<br />
Gasspeicher<br />
500m³<br />
Trenner<br />
Nachbehandlung<br />
Methan<br />
Vakuum<br />
Nachbehandlung<br />
Kohlendioxid<br />
BHKW 1<br />
145 KWh<br />
BHKW 2<br />
350 KWh<br />
BGA Anklam<br />
Lokaler Gasspeicher<br />
Rein - CH 4<br />
Bio CNG - Tankstelle<br />
Optionen<br />
Methanausspeisung<br />
Einspeisesystem /Gasnetz<br />
Abbildung 4-4: Systemschema <strong>der</strong> auf eine Gasverflüssigung basierenden<br />
Pilotanlage in Anklam 73<br />
Eine Übersicht über die heute gebräuchlichen Verfahren zur Methananreicherung von<br />
Biogas liefert die Tabelle auf <strong>der</strong> nachfolgenden Seite.<br />
73 vgl. Boback (2003)<br />
CO2
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Tabelle 4.5: Übersicht <strong>der</strong> Kohlendioxidabtrennungs-Verfahren; Quelle: Act Energy<br />
(2002)<br />
Ziel Verfahrensprinzip<br />
CH4- Anreicherung<br />
durch Kohlendioxid- <br />
Abspaltung<br />
Wäsche<br />
Trockenreinigungsverfahren <br />
GastrennungmittelsMembranen <br />
PhysikalischeAbsorption <br />
ChemischeAbsorption <br />
Adsorption<br />
Verfahrens-<br />
variante<br />
Druckwasserwäsche,alternativ<br />
mit Polyglykoletherlösung<br />
(Selexol)<br />
Monoäthanolamin-Bad<br />
(MEA)<br />
Druckwechseladsorption<br />
an Kohlenstoffmolekularsieb <br />
Polymermembran<br />
Lösen<br />
von Gasen<br />
in<br />
einer<br />
Flüssig-<br />
Trenneffekt geeignet zur<br />
Gewinnung<br />
von<br />
CO2 physikalisch<br />
gelöst in<br />
Wasser<br />
keit chemische<br />
Reaktion (Bindung)<br />
von<br />
CO2 mit MEA<br />
Bindung<br />
von Gasen<br />
an<br />
einen<br />
Feststoff<br />
unterschiedlicheDurchlässigkeit<br />
Bei erhöhtem<br />
Druck wird<br />
CO2 am Kohlenstoffmolekularsiebbesser<br />
und<br />
schneller adsorbiert<br />
als<br />
CH4.<br />
Unter hohem<br />
Druck ist eine<br />
Polymermembran<br />
für<br />
CO2 durchgängiger<br />
als<br />
CH4.<br />
L- und H-<br />
Gas<br />
L- und H-<br />
Gas<br />
L- und H-<br />
Gas<br />
H-Gas mit<br />
hohen Reinheitsanfor<strong>der</strong>ungen<br />
L-Gas<br />
Die intensivsten Praxiserfahrungen konnten inzwischen in Schweden gesammelt<br />
werden. In einer im Oktober 2003 veröffentlichten Untersuchung 74 , die eine ausführliche<br />
Betreiber- und Herstellerbefragung sowie exemplarische Anlagenbesichtigungen<br />
beinhaltete, sind die bisherigen Erfahrungen zusammengefasst. Beson<strong>der</strong>e Aufmerksamkeit<br />
ist dabei dem Bedarf an Strom, Wärme, Wasser und Chemikalien, <strong>der</strong> Anlagenverfügbarkeit,<br />
<strong>der</strong> Kostensituation und <strong>der</strong> Umweltverträglichkeit gewidmet worden.<br />
Der Betrachtungsrahmen beinhaltete die komplette Aufbereitungsanlage unter<br />
Ausschluss <strong>der</strong> Biogaserzeugung und <strong>der</strong> nachgeschalteten Verdichtungsanlagen,<br />
die das Biomethan in fast allen Fällen zur Verwendung als Treibstoff auf 200 bar<br />
komprimieren.<br />
In die Untersuchung sind sechs Druckwasser-Anlagen, vier PSA-Anlagen, eine Anlage,<br />
die mit Selexol arbeitet und eine auf chemischer Wäsche basierende Anlage so-<br />
74 Persson (2003)<br />
39
40<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
wie allgemeine Erfahrungen <strong>der</strong> Hersteller einbezogen worden. Von Schwierigkeiten,<br />
die in mancherlei Hinsicht in <strong>der</strong> Einfahrphase auftraten, abgesehen wurde durchgängig<br />
eine relativ hohe Verfügbarkeit <strong>der</strong> Anlagen von etwa 95% festgestellt. 75<br />
Für den Strombedarf ist in <strong>der</strong> Untersuchung festgestellt worden 76 :<br />
- PSA: 0,5 kWhel/Nm 3 aufbereitetes Produktgas<br />
- Druckwasser mit Regenerierung: 0,3 kWhel/Nm 3 aufbereitetes Produktgas<br />
- Druckwasser ohne Regenerierung: 0,36-0,6 kWhel/Nm 3 aufbereitetes Produktgas<br />
- Selexol: 0,4 kWhel/Nm 3 aufbereitetes Produktgas.<br />
Strombedarf für die anschließende Komprimierung zur Verwendung als Treibstoff ist<br />
nicht in den Angaben enthalten. Die geringe Stichprobe und die nicht berücksichtigte<br />
Abhängigkeit von <strong>der</strong> Anlagengröße sind wahrscheinlich dafür verantwortlich, dass die<br />
Streuung <strong>der</strong> Werte zum Teil sehr hoch ist. Für das Druckwasserverfahren ohne Regenerierung<br />
wären niedrigere Werte als für das gleiche Verfahren mit Regenerierung<br />
zu erwarten gewesen. Auch die PSA-Technik müsste aufgrund des niedrigeren erfor<strong>der</strong>lichen<br />
Druckes (5-7 bar) an sich einen niedrigeren Strombedarf als die Druckwasserwäsche<br />
(10-12 bar)aufweisen. So wären nach Angaben eines Herstellers für PSA-<br />
Anlagen 0,35 bis 0,4 kWel/Nm 3 und nicht 0,5 kWel/Nm 3 (Produktgas) zu erwarten gewesen.<br />
Für die chemische Wäsche müsste das Strombedarfsniveau im Bereich von<br />
0,15 kWhel/Nm 3 liegen 77 . Damit liegt <strong>der</strong> Strombedarf je nach Verfahren zwischen<br />
1,5% und 6% des <strong>Energie</strong>gehalts des erzeugten Biomethans.<br />
Der Wasserbedarf hängt von dem gewählten Verfahren ab und davon, welches Konzept<br />
bei <strong>der</strong> Kühlung von Gas, Verdichtern und Absorptionsmittel gewählt wird. Bei<br />
den PSA- sowie Selexol-Verfahren und <strong>der</strong> chemischen Wäsche besteht fast kein<br />
Wasserbedarf, falls die Kühlung nicht mit Wasser vorgenommen wird. Das mit Regenerierung<br />
arbeitende Druckwasserverfahren ist mit einem laufenden Austausch eines<br />
geringen Anteils des Waschwassers verbunden, <strong>der</strong> etwa zu einem Reinwasserbedarf<br />
von 1 bis 3 m 3 /h führt. Das ohne eine Regenerierung arbeitende Druckwasserverfahren<br />
führt zu einem Bedarf von etwa 30 m 3 /h, wobei es sich aber i. d. R. um gereinigtes<br />
Abwasser handeln wird. 78<br />
Ein Schwachpunkt vieler Anlagen stellen die Kompressoren dar. Diese nicht in dem<br />
Maße von den Aufbereitungsverfahren abgängigen Probleme werden gemäß <strong>der</strong><br />
schwedischen Untersuchung 79 durch Vibrationen, Verschleiß und falsche Auslegung<br />
verursacht. Weitgehend unabhängig vom Aufbereitungsverfahren sind auch die häufiger<br />
verzeichneten Probleme mit den Gastrocknern.<br />
75<br />
Persson (2003), S. 34<br />
76<br />
Persson (2003), S. 37<br />
77<br />
Persson (2003), S. 38<br />
78<br />
Persson (2003), S. 39f<br />
79<br />
Persson (2003)
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Aus Tabelle 4.6 ist eine zusammenfassende Darstellung <strong>der</strong> technischen Vor- und<br />
Nachteile <strong>der</strong> Verfahren zu entnehmen (ökonomischer Vergleich in Abschnitt 6). 80<br />
Tabelle 4.6: Vor- und Nachteile <strong>der</strong> in <strong>der</strong> Praxis vorkommenden Verfahren (in Anlehnung<br />
an Persson (2003))<br />
Vorteile Nachteile<br />
Druckwasser:<br />
- ohne Chemikalienbedarf<br />
- viel Erfahrung<br />
- ohne Regenerierung gut für Kläranlagen<br />
geeignet<br />
PSA:<br />
- Geringer H2S-Gehalt im Biomethan<br />
- Geringer Wassergehalt im Biomethan<br />
- ohne Chemikalienbedarf<br />
- kein Wasseranschluss erfor<strong>der</strong>lich<br />
- relativ viel Erfahrung<br />
Selexol:<br />
- Wenig Strombedarf<br />
- H2S-Entnahme kombinierbar (geringe Luftzugabe<br />
in <strong>der</strong> Desorptionskolonne)<br />
Chemische Wäsche:<br />
- Wenig Strombedarf<br />
- Keine Komprimierung erfor<strong>der</strong>lich<br />
- Relativ viel Erfahrung<br />
- Geringe Methanverluste (selektive Bindung<br />
von CO2)<br />
- Hohe Methankonzentration möglich<br />
Trockene Membran:<br />
Nasse Membran:<br />
- arbeitet unter atmosphärischen Bedingungen<br />
- Wasseranschluss erfor<strong>der</strong>lich<br />
- Unvermeidbare Methanverluste<br />
- Verstopfungen im Bereich <strong>der</strong> Füllstoffe können<br />
auftreten (Bakterienansammlungen), insbeson<strong>der</strong>e<br />
bei Anlagen ohne Regenerierung<br />
- Abhängigkeit von Außenlufttemperaturen<br />
- Ventile können durch Staub o<strong>der</strong> Kohlepartikel<br />
verstopfen<br />
- Hohe Ansprüche an Ventile<br />
- Relativ wenig Erfahrung<br />
- Wärmebedarf<br />
- Chemikalienbedarf<br />
- Unvermeidbare Methanverluste<br />
- Probleme mit Wasseranreicherung<br />
- Hoher Wärmebedarf (Siedetemperatur mit<br />
Hilfe von Dampf)<br />
- Chemikalienbedarf, Handhabung toxischer<br />
Chemikalien erfor<strong>der</strong>lich<br />
- Hoher Druck von 25 bis 40 bar erfor<strong>der</strong>lich<br />
- Unvermeidbare Methanverluste<br />
- Hoher Strombedarf<br />
- Relativ wenig Erfahrung<br />
- Kurze Standzeiten <strong>der</strong> Membran<br />
80 Die genannten Aspekte sind von sehr unterschiedlicher Bedeutung, so dass Verfahren, die mehrere<br />
Nachteile aufweisen nicht zwangsläufig an<strong>der</strong>en unterlegen sind<br />
41
d) Odorierung<br />
42<br />
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
Gase <strong>der</strong> öffentlichen Gasversorgung müssen odoriert, das heißt mit einem signifikanten<br />
Warngeruch versehen werden. Die Odorierung erfolgt auf Grundlage des<br />
DVGW-Arbeitsblattes G 280. Allerdings ist eine Odorieranlage recht aufwändig und<br />
wird nur für große Biogasanlagen in Frage kommen; für den Zustrom aus kleineren<br />
Erzeugungsanlagen bietet sich eher an, den Hauptgasstrom entsprechend höher zu<br />
odorieren.<br />
e) Entfernung weiterer Spurenanteile<br />
Bei entsprechend hohen Biogasströmen kann es erfor<strong>der</strong>lich werden, auch an<strong>der</strong>e,<br />
im DVGW-Arbeitsblatt G 260 nicht geson<strong>der</strong>t aufgeführte Komponenten vor Einspeisung<br />
in das öffentliche Gasversorgungsnetz zu entfernen. So kann bei <strong>der</strong> Gülleverwertung<br />
und insbeson<strong>der</strong>e bei Einsatz von Abfällen aus <strong>der</strong> Fischverarbeitung o<strong>der</strong><br />
<strong>der</strong> Lebensmittelindustrie - in Abhängigkeit von <strong>der</strong> Stabilität des Faulprozess - Ammoniak<br />
in relevanter Menge auftreten81, <strong>der</strong> sich schwach korrosiv verhält und deshalb<br />
von einigen Gasgeräten nicht vertragen wird. Die Entfernung von Ammoniak<br />
lässt sich meist mit an<strong>der</strong>en Reinigungsprozessen kombinieren. Durch ein schwaches<br />
Säurebad geleitet würde es in Form von Ammonium in <strong>der</strong> Flüssigkeit verbleiben.<br />
Ebenso wird die Entfernung von Siloxanen, die in Motoren zu abrasiv wirken<strong>der</strong><br />
Quarzbildung führen, in Kombination mit <strong>der</strong> Entfernung an<strong>der</strong>er Spurenanteile erfolgen<br />
können. Erfolge wurden bereits mittels Adsorptionsprozessen auf <strong>der</strong> Basis von<br />
Aktivkohle, aktiviertem Aluminiumoxid und Silicagel verzeichnet. 82<br />
Die Gasaufbereitungsanlagen sind in <strong>der</strong> Regel so aufgebaut, dass im ersten Schritt eine<br />
Vorfilterung, im zweiten die Entschwefelung in einer separaten Einheit, im dritten (falls die<br />
Kohlendioxidentfernung trocken erfolgt) eine Entfeuchtung und schließlich die Kohlendioxidentfernung<br />
durchgeführt wird.<br />
Das vollständig aufbereitete Gas weist fast keine Ähnlichkeit mit dem ursprünglichen<br />
Rohbiogas auf und sollte daher zutreffen<strong>der</strong> als „Biomethan“ bezeichnet werden.<br />
81 An sich wird Ammoniak nur bei hohen pH-Werten aus dem im flüssigen Gärgut enthaltenen<br />
Ammonium freigesetzt und lässt sich damit auch durch entsprechende Fahrweise <strong>der</strong> Biogasanlage<br />
begrenzen.<br />
82 vgl. Schweigkofler (2002)
Bestandsaufnahme Aufbereitungstechniken<br />
4.3 Technik an <strong>der</strong> Einspeisestelle<br />
Neben <strong>der</strong> - in Abhängigkeit vom jeweiligen Verfahren unterschiedlich konzipierten - Aufbereitungsanlage<br />
sind für die Einspeisung von Biogas in das öffentliche Gasversorgungsnetz<br />
weitere technische Einrichtungen erfor<strong>der</strong>lich:<br />
• Zuleitung für das Biogas zu einer Leitung des öffentlichen Gasnetzes<br />
• Verdichtungsanlage<br />
• Geeichte Gasmengenmessung (Gaszähler)<br />
• Geeichte Gasbeschaffenheitsmessung<br />
• evtl. Gasmischer für eine Zumischung von höher-calorigen Gasen (Propan, Butan)<br />
nebst Speicher<br />
(eine Kostenorientierung hierzu wird in Abschnitt 6 geboten). Die Verdichtungsanlage ist<br />
nur erfor<strong>der</strong>lich, falls das Reingas nicht bereits im Rahmen <strong>der</strong> Aufbereitungsanlage auf<br />
die erfor<strong>der</strong>liche Druckstufe gebracht worden ist. Es wäre anzustreben, dass Gasmischer<br />
nur in Fällen eingebaut werden müssen, in denen in nachgelagerten Erdgasleitungen keine<br />
hinreichenden Durchmischungseffekte auftreten und sonst Störungen bei den nächstgelegenen<br />
Verbrauchern zu erwarten sind.<br />
4.4 Aufbereitung zum Einsatz als Treibstoff in Kraftfahrzeugen<br />
Die Verwertung von Biogas zum Betrieb von Kraftfahrzeugen ist im Vergleich zur Einspeisung<br />
in einiger Hinsicht unproblematischer. Hier können die auf Erdgasbetrieb umgerüsteten<br />
Fahrzeuge mit Ottomotoren eingesetzt werden, die aktuell eine zunehmende Verbreitung<br />
finden. Allerdings gilt auch für die Verwendung als Treibstoff, dass die Kohlendioxidkonzentration<br />
unter 3 % liegen soll.<br />
Der Heizwert des für den Motorbetrieb notwendigen Biogas-Luft-Gemisches liegt zwar<br />
gegenüber demjenigen des Benzin-Luft-Gemisches im Benzinmotor um etwa 15% niedriger.<br />
Bei gleichem Verdichtungsverhältnis des Motors ist allein daraus eine Min<strong>der</strong>leistung<br />
von 15% zu erwarten. Zudem wirkt sich auch die vergleichsweise langsame Verbrennungsgeschwindigkeit<br />
nachteilig auf die Leistung aus. Die hohe Klopffestigkeit des Biogases<br />
ermöglicht jedoch, durch höhere Verdichtung diese Nachteile auszugleichen. 83<br />
Möglich ist auch <strong>der</strong> Betrieb von Gasdieselmotoren. In beiden Fällen wird das Biogas in<br />
komprimierter Form (200/250 bar) in entsprechenden Druckgefäßen im Fahrzeug mitgeführt.<br />
Hierin liegt ein maßgebliches Problem für den Einsatz von Biogas als Treibstoff: Zur<br />
Speicherung <strong>der</strong> gleichen <strong>Energie</strong>menge muss ein 200-bar-Biomethangefäß, verglichen<br />
beispielsweise mit einem Dieselöltank, das fünffache Volumen aufweisen. Gleiches gilt<br />
natürlich auch für erdgasbetriebene Fahrzeuge, <strong>der</strong>en Einsatz zurzeit in einigen bundesdeutschen<br />
Städten im Rahmen von För<strong>der</strong>programmen unterstützt wird.<br />
Unter technischen Gesichtspunkten stehen sowohl fahrzeugseitig als auch hinsichtlich <strong>der</strong><br />
Aufbereitung die in Kapitel 4.2 beschriebenen Verfahren zur Verfügung.<br />
83 Wellinger (1991), S. 108<br />
43
5. Darstellung <strong>der</strong> Situation in <strong>der</strong> Schweiz<br />
44<br />
Darstellung <strong>der</strong> Situation in <strong>der</strong> Schweiz<br />
In <strong>der</strong> Schweiz werden bereits seit etlichen Jahren Projekte zur erweiterten Nutzung von<br />
Biogas durchgeführt. Entsprechend dürfte es sich lohnen, die dort gemachten Erfahrungen<br />
ausführlich vorzustellen.<br />
Das zur Einspeisung vorgesehene Biogas wird meist in eigens errichteten Anlagen in <strong>der</strong><br />
Nähe bereits bestehen<strong>der</strong> Ortsgasverteilungsleitungen erzeugt. Hier wird Grüneintrag anaerob<br />
vergoren („kontrolliert kompostiert“). Es wird darauf hingewiesen, dass das entstehende<br />
Biogas eine konstante Qualität aufweise, was die Aufbereitung vereinfache. Durch<br />
die Nähe zu einem Ortsverteilungsnetz (ND-Netz) ergäben sich zudem geringere Anfor<strong>der</strong>ungen<br />
an die Gasverdichtung.<br />
Relevante Ergebnisse - u. a. aus dem Projekt Kompo-Mobil sowie aus den Aktivitäten <strong>der</strong><br />
Erdgas Zürich GmbH - sind nachfolgend zusammengestellt.<br />
5.1 Projekte Kompo-Mobil I und II<br />
Kompo-Mobil I 84<br />
Die Zielsetzung dieses Projektes lag darin, technische Anlagen für die Gasreinigung, die<br />
Kompression und die Lagerung von Biogas zu untersuchen; das aufbereitete Gas sollte<br />
für den Antrieb umgerüsteter benzin- bzw. dieselgetriebener Kraftfahrzeugen genutzt<br />
werden. Die Inbetriebnahme erfolgte im Herbst 1995. Komponenten <strong>der</strong> Gasaufbereitungsanlage<br />
waren:<br />
- Absorption des Schwefelwasserstoffes an Aktivkohle<br />
- Druckwasserwäsche zur Entfernung des CO2<br />
- Molekularsiebtrockner für die Entfernung des Wasserdampfes<br />
Messungen an <strong>der</strong> Anlage zeigten, dass <strong>der</strong> Wasserdampfgehalt und <strong>der</strong> Schwefelwasserstoffgehalt<br />
konstant unter 5 ppm gesenkt werden können. Der Methangehalt des gereinigten<br />
Gases erreicht Werte von etwa 93%. Der <strong>Energie</strong>bedarf <strong>der</strong> gesamten Aufbereitung<br />
war hoch, er belief sich auf rund 1/3 des Heizwertes des aufbereiteten Biogases. 85<br />
Dieser hohe Bedarf ist auf den Pilotcharakter <strong>der</strong> Anlage zurückzuführen und keineswegs<br />
kennzeichnend für Anlagen, die nach dem Prinzip <strong>der</strong> Druckwasserwäsche arbeiten.<br />
Kompo-Mobil II<br />
Im Anschluss an Kompo-Mobil I sollten an einem weiteren Beispiel die Leistungswerte <strong>der</strong><br />
Biogasaufbereitungsanlage erhöht sowie <strong>der</strong> <strong>Energie</strong>verbrauch und die Investitionskosten<br />
gesenkt werden. Angestrebt wurden ein Methangehalt von mindestens 96% und ein Prozess-<strong>Energie</strong>bedarf<br />
von etwa 10% des aufbereiteten Biogases. Die Investitionskosten<br />
sollten bei einer Anlage mit doppelter Durchsatzleistung (26 Nm 3 /h im Vergleich zu 12<br />
Nm 3 /h bei Kompo-Mobil I) um rund 20% niedriger ausfallen.<br />
84 BfE (1997), S. 6 ff.<br />
85 BfE (1997), S. 14
Darstellung <strong>der</strong> Situation in <strong>der</strong> Schweiz<br />
Im Vergleich zum Projekt Kompo-Mobil I wurde mit <strong>der</strong> Molekularsiebtechnologie (Druckwechseladsorption)<br />
ein an<strong>der</strong>es Gasaufbereitungsverfahren eingesetzt. Im Ergebnis<br />
konnten die Zielsetzungen erreicht werden:<br />
- Die Investitionskosten lagen um rund 1/3 unter denjenigen von Kompo-Mobil I<br />
- Der <strong>Energie</strong>verbrauch <strong>der</strong> Aufbereitung konnte um mehr als 2/3 auf 8% vom Heizwert<br />
des aufbereiteten Biogases gesenkt werden.<br />
- Der Methangehalt im aufbereiteten Gas erreicht Werte von 96 – 98%.<br />
- Der Heizwert liegt mit etwa 35 MJ /Nm 3 etwas über demjenigen von Erdgas.<br />
- Der Taupunkt bei Umgebungsdruck liegt dauernd unter -65°C.<br />
- Schwefelwasserstoff konnte im gereinigten Biogas nicht nachgewiesen werden.<br />
- Die Kosten für die gesamte Aufbereitungsanlage betrugen etwa 450 T€ (Inbetriebnahme<br />
1995). Die Anlagenbetreiber errechneten hieraus, bei angenommenen jährlichen<br />
Betriebszeiten von 4500 Stunden, spezifische Kosten von 6,8 Cent /kWh Gas. Dies<br />
entspricht vergleichsweise einem Preis von 0,61 € pro Liter Benzin.<br />
Ein Vergleich <strong>der</strong> beiden potenziellen Nutzungen des Biogases (Fahrzeugtreibstoff, Verstromung<br />
im BHKW) an Hand <strong>der</strong> realen Investitions- und Betriebskosten führte zu dem<br />
Ergebnis, dass unter den damaligen rechtlichen Bedingungen die Verwertung des teilaufbereiteten<br />
Biogases in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen wirtschaftlich interessanter als <strong>der</strong><br />
Einsatz als Fahrzeugtreibstoff war. 86<br />
5.2 Aktivitäten <strong>der</strong> Erdgas Zürich<br />
Die Erdgas Zürich GmbH versorgt bereits seit längerem einige Ortsnetze zu einem erheblichen<br />
Anteil mit Biogas aus eigens errichteten Vergärungsanlagen (in <strong>der</strong> Regel Anlagen<br />
mit einer Kapazität von 50 m 3 Biogas/Std. 87 ).<br />
Ein Beispiel ist das im Großraum Zürich unter dem Namen „Kompogas“ vertriebene Biogas,<br />
das zum einen in das öffentliche Erdgasnetz eingespeist und zudem unter dem Namen<br />
„Naturgas“ im Gemisch mit Erdgas an Tankstellen vermarktet wird.<br />
Ende 1998 waren in <strong>der</strong> Schweiz insgesamt bereits 7 Anlagen mit einer Kapazität zwischen<br />
1.500 und 10.000 Jahrestonnen in Betrieb. Hier wird aus biogenen Abfällen von<br />
Haushalt, Industrie und Landwirtschaft sowie aus Industrieabwässern (vor allem Lebensmittel,<br />
Futtermittel und Papierindustrie) in Vergärungsanlagen zunächst Biogas gewonnen.<br />
Da es nicht immer möglich ist, das erzeugte Biogas sinnvoll in einer KWK-Anlage zur<br />
Strom- und Wärmeproduktion einzusetzen (unzureichen<strong>der</strong> Wärmebedarf), wird das Biogas<br />
in einem weiteren Verfahrensschritt „gereinigt“ und direkt als Fahrzeugtreibstoff genutzt.<br />
Die Reinigung umfasst im Einzelnen folgende Verfahrensschritte:<br />
86 Eine Aufstellung <strong>der</strong> insgesamt zu veranschlagenden Kosten für die Biogasaufbereitung und<br />
Nutzung als Fahrzeugtreibstoff bzw. Verstromung im BHKW findet sich in BfE (1997) ab S. 40.<br />
87 Tentscher (2001c), S. 25<br />
45
46<br />
- Entschwefelung<br />
- Gastrocknung<br />
- Druckwechseladsorption zur CO2-Abtrennung<br />
Darstellung <strong>der</strong> Situation in <strong>der</strong> Schweiz<br />
Da die Vergärungsanlagen kontinuierlich arbeiten, würde die Lagerung des Treibstoffes<br />
hohe Speicherkosten verursachen. Zudem sind die Standorte <strong>der</strong> Vergärungsanlagen im<br />
Allgemeinen nicht optimale Standorte für Betankungsanlagen.<br />
Um den erzeugten regenerativen Treibstoff daher am Markt abzusetzen, wird er unter<br />
dem Namen „Naturgas“ in das Versorgungsnetz <strong>der</strong> Gasversorgung Zürich eingespeist<br />
und an verkehrsgünstig gelegenen, öffentlichen Erdgastankstellen wie<strong>der</strong> abgegeben. Die<br />
Tankstellen können sich im ganzen Versorgungsgebiet <strong>der</strong> Gasversorgung Zürich befinden.<br />
Beispielhafte Kenndaten eines Kompogas-Moduls:<br />
Verwertungskapazität: 10.000 t Grüngut/Jahr<br />
Einzugsgebiet: 100.000 Einwohner<br />
Biogas-Produktion: 1.000.000 Nm 3 /Jahr<br />
davon Eigenbedarf: 30 %<br />
externe Verwendung: 70 %<br />
Gasaufbereitung für Einspeisung 88 : 50 %<br />
Verwertung über BHKW: 50 %<br />
5.3 Projektbeispiel Migros<br />
In den Produktionsbetrieben und Restaurants <strong>der</strong> Genossenschaft Migros Zürich fallen<br />
jährlich etwa 2.500 t Biomüll an. Bis Ende 2000 wurde <strong>der</strong> überwiegende Anteil kompostiert<br />
(1.500 t/Jahr) o<strong>der</strong> <strong>der</strong> Schweinemast zugeführt. Beide Verwertungsmöglichkeiten<br />
waren nicht unproblematisch (u. a. Geruchsemissionen).<br />
Heute werden 100% <strong>der</strong> Grünabfälle aus Filialen und Eigenproduktion sowie die Speisereste<br />
aus allen Personal- und Migros-Restaurants eingesammelt, zu Anlagen <strong>der</strong> Kompogas<br />
AG geführt und zu Biogas vergärt. 89<br />
Das Biogas wird entwe<strong>der</strong> über eine KWK-Anlage in Wärme und Strom umgewandelt o<strong>der</strong><br />
nach entsprechen<strong>der</strong> Aufbereitung direkt ins Erdgasnetz eingespeist.<br />
Acht ausschließlich mit Biogas betriebene Migros Lastwagen tanken ihren Kraftstoff an<br />
einer firmeneigenen Tankstelle und beliefern täglich die stadtnahen Filialen.<br />
Trotz ökologischer Vorteile gibt es in <strong>der</strong> Schweiz keine steuerliche Entlastung für die biogasbetriebenen<br />
Lkws. Der Treibstoff dagegen ist von <strong>der</strong> Mineralölsteuer befreit und kos-<br />
88<br />
Aufgrund <strong>der</strong> saisonal unterschiedlichen Gasmengen wird die Gasaufbereitung auf ca. 50 % <strong>der</strong><br />
verfügbaren Biogasmenge ausgelegt.<br />
89<br />
vgl. <strong>Energie</strong>Schweiz (2002)
Darstellung <strong>der</strong> Situation in <strong>der</strong> Schweiz<br />
tet damit rund 30 % weniger als Diesel o<strong>der</strong> Benzin. Insgesamt nimmt das Unternehmen<br />
für den Betrieb <strong>der</strong> Erdgasfahrzeuge leichte Mehrkosten in Kauf.<br />
Da die bisherigen Erfahrungen durchweg positiv sind, prüft das Unternehmen, ob das<br />
System <strong>der</strong> Biogaserzeugung und -nutzung an weiteren Standorten eingeführt werden<br />
kann. Dieses ist jedoch von <strong>der</strong> jeweils vorhandenen Infrastruktur (Vergärungsanlage,<br />
Gasanschlüsse, Organisation Betriebszentrale) abhängig.<br />
Die jährlich bei <strong>der</strong> Migros anfallenden 2.500 t Biomüll entsprechen in Biogas umgewandelt<br />
200.000 Liter Diesel. Bei einem Verbrauch von 33 Liter pro 100 km können die 8 gasbetriebenen<br />
Lkws damit 606.000 Kilometer pro Jahr zurücklegen.<br />
47
48<br />
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
6. Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Zur Erfassung <strong>der</strong> aktuellen Kostenbedingungen <strong>der</strong> Aufbereitung von Biogas sind die in<br />
diesem Bereich tätigen Akteure um Orientierungsangebote gebeten worden. Um zu vergleichbaren<br />
Angaben zu kommen, wurden hierfür zunächst die Ansprüche und die erwarteten<br />
Aufbereitungsergebnisse definiert und in Form <strong>der</strong> folgenden Ausschreibung an die<br />
in Frage kommenden Hersteller versendet:<br />
Aufbereitung von „Biogas“ zur Einspeisung in das öffentliche Erdgasnetz<br />
Preisanfrage<br />
Rahmenbedingungen:<br />
Zusammensetzung: 65% CH4 / 31% CO2 / 500 ppm H2S / 3,3% Feuchte / 0,1% N2<br />
Biogasdurchsatz: deutlich geringer als 100 m 3 /Std.<br />
100 m 3 /Std.<br />
200 m 3 /Std.<br />
400 m 3 /Std.<br />
Wir bitten darum, Abweichungen von den genannten Vorgaben zu benennen. Von beson<strong>der</strong>em<br />
Interesse sind dabei u. a. ein verän<strong>der</strong>ter/höherer CO2-Gehalt des aufbereiteten<br />
Gases und bisherige Erfahrungen mit regionalen Gasversorgungsunternehmen.<br />
Erbetene Angaben (jeweils für genannte Kapazitäten):<br />
• Angebotspreis geliefert (DDP) nächster Hafen, Deutschland<br />
• Betriebsgewicht<br />
• Abmessungen<br />
• Container o<strong>der</strong> an<strong>der</strong>e bauliche Hülle<br />
• Aufstellung vor Ort<br />
• Inbetriebnahme<br />
• Übergabestation in das Erdgasnetz<br />
• <strong>Energie</strong>verbrauch (Strom, Wärme, Dampf)<br />
• Installierte Leistung in Antrieben etc.<br />
• Kosten Verbrauchsmaterial: Aktivkohle, Wasser, Öl, an<strong>der</strong>e<br />
• produzierte abgreifbare Nutzwärme (Temperatur und Leistung)<br />
• Personalbedarf für Wartung<br />
• Betriebskosten ohne Abschreibung und Zinsen<br />
• Volumenstrom und Zusammensetzung des Abgases (CO2 etc.)<br />
Ausschluss:<br />
Transport zum Aufstellungsort<br />
Erdgas-Tankstelle<br />
Anschlüsse an das Wasser-, Strom- und Gasnetz<br />
Fundamente<br />
Da die vorstehenden Positionen von den örtlichen Gegebenheiten abhängig sind, bitten<br />
wir um die Angabe von Erfahrungs- (Kenn-)werten.
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Auf <strong>der</strong> Grundlage bisheriger Kenntnisse und Kontakte sowie einer Internet-Recherche<br />
wurden die nachfolgend genannten Firmen zur Erarbeitung eines konkreten Kostenangebotes<br />
zur Errichtung einer Biogas-Aufbereitungsanlage aufgefor<strong>der</strong>t:<br />
• CIRMAC International bv, Apeldoorn (Nie<strong>der</strong>lande)<br />
• dge, Wittenberg<br />
• Energy 21, München (BRD)<br />
• ENTEC Environment Technology GmbH, Fussach (Österreich)<br />
• Farmatic biotech energy ag, Nortorf (BRD), 2004 ersetzt durch Rütgers Carbotech<br />
Engineering, Essen<br />
• Flotech Limited, Sundbyberg (Schweden)<br />
• Lipp GmbH, Tannhausen (BRD)<br />
• Krüger A/S, Aalborg (Dänemark)<br />
• Nova <strong>Energie</strong> GmbH, Aadorf (Schweiz)<br />
• Seaborne ERL, Gesellschaft für Umwelttechnik mbH, Owschlag (BRD).<br />
Davon konnten sich sechs aus unterschiedlichen Gründen entwe<strong>der</strong> nicht an <strong>der</strong> Ausschreibung<br />
beteiligen bzw. <strong>der</strong> erfolgte Rücklauf brachte keine hinreichende Informationsbasis<br />
ein, weil Anbieter sich noch in <strong>der</strong> Vorbereitungsphase befinden, um in diesen Markt<br />
zu gelangen.<br />
In <strong>der</strong> Neufassung <strong>der</strong> Untersuchung sind zusätzlich größere Aufbereitungskapazitäten<br />
berücksichtigt worden. Von vier Herstellern liegen Kostenangebote o<strong>der</strong> an<strong>der</strong>e Kostenorientierungen<br />
für Aufbereitungsanlagen vor, die zusammen genommen die Klassen 50<br />
Nm 3 /h, 100 Nm 3 /h, 150 Nm 3 /h, 200 Nm 3 /h, 400 Nm 3 /h, 600 Nm 3 /h, 800 Nm 3 /h, 1000<br />
Nm 3 /h, 1500 Nm 3 /h und 2500 Nm 3 /h (jeweils bei 1 bar und bezogen auf Rohgas mit 65%<br />
Methananteil) umfassen, so dass schließlich eine Auswertung für zehn Kapazitätsstufen<br />
vorgenommen worden ist. Die gegenüber <strong>der</strong> Bearbeitung von Frühjahr 2003 vorgenommene<br />
Erweiterung <strong>der</strong> Aufbereitungskapazitäten ist für sinnvoll erachtet worden, weil <strong>der</strong><br />
Trend voraussichtlich aufgrund <strong>der</strong> Degression <strong>der</strong> spezifischen Kosten in Richtung großer<br />
Anlagen gehen wird.<br />
Auf den nachfolgenden Seiten sind die Angebotspreise - getrennt nach den angefragten<br />
Kapazitäten - tabellarisch zusammengestellt. In einem Fall ist die Ergänzung <strong>der</strong> Daten<br />
für die Anlagenkapazitäten über 400 Nm 3 /h durch Rückrechnung aus zur Verfügung gestellten<br />
Unterlagen geschehen.<br />
Zur Verbesserung <strong>der</strong> Vergleichbarkeit wurden bezüglich <strong>der</strong> Personal- und Instandhaltungskosten<br />
sowie <strong>der</strong> eingeflossenen spezifischen Wasser- und Strompreise gegenüber<br />
den Angaben in den Angeboten Angleichungen vorgenommen:<br />
• So hat beispielsweise Anbieter 1 (Selexol-Verfahren) eine halbe Personalstelle zur<br />
Betreuung <strong>der</strong> Anlage vorgesehen, während die an<strong>der</strong>en Anbieter wesentlich geringe-<br />
49
50<br />
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
re Personalkosten berücksichtigen, obwohl <strong>der</strong>en Anlagen nicht min<strong>der</strong> aufwändig<br />
sind.<br />
• Um den Vergleich für die Leistungsklasse von 200 m 3 /h zu vervollständigen, sind für<br />
Anbieter 3 (PSA-Verfahren) mit Hilfe von Angaben für Anlagen mit einer Verarbeitungskapazität<br />
von 150 m 3 /h und 400 m 3 /h Daten per Interpolation ergänzt worden.<br />
• Bezüglich des in dem Fall des Anbieters 1 notwendigen Kühlwassereinsatzes wurden<br />
gegenüber den Angeboten weitere Varianten ergänzt.
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Tabelle 6.1: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 50 m 3 /h<br />
Rohgas<br />
Anbieter Anbieter 1 Anbieter 3<br />
Anlagentyp Selexol PSA<br />
50 m 3 /h Rohgas<br />
Investitionen € 120.000 377.100<br />
Personal und Instandhaltung<br />
Personalkosten €/a 16.000 1.750<br />
Betrieb und Instandhaltung €/a enth. 11.313<br />
UNTERSUMME<br />
Verbrauchskosten bei 8000 h/a<br />
€/a 16.000 13.063<br />
Strom €/a 10.400 8.000<br />
Wasser Zapfwasser + Kanalisation €/a 50.512<br />
Brunnenwasser + Kanalisation<br />
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr<br />
€/a 29.680<br />
bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf €/a 1.500<br />
Sonstiges €/a 1.000 2.647<br />
Betriebskosten ges.<br />
€/a<br />
bei Zapfwasser in Kanalisation<br />
bei Brunnenwasser in Kanalisation<br />
61.912<br />
bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf €/a 41.080 10.647<br />
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr €/a 12.900<br />
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)<br />
Annuität €/a 12.356 38.827<br />
GESAMT<br />
Zapfwasser + Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalisation<br />
€/a 90.268<br />
bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf €/a 69.436 62.537<br />
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr<br />
spezifische Kosten<br />
Zapfwasser + Kanalisation<br />
€/a 41.256<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 22,6<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 3,5<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 24,9<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 3,8<br />
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 17,4 15,6<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 2,7 2,4<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 19,7 20,0<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 3,0 3,1<br />
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 10,3<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 1,6<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 12,7<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 2,0<br />
51
52<br />
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Tabelle 6.2: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 100 m 3 /h<br />
Rohgas<br />
Anbieter Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4<br />
Anlagentyp Selexol PSA PSA DW<br />
100 m 3 /h Rohgas<br />
Investitionen € 330.000 632.400 400.000 553.900<br />
Personal und Instandhaltung<br />
Personalkosten €/a 16.000 6.500 1.750 6.800<br />
Betrieb und Instandhaltung €/a enth. 13.000 12.000 11.530<br />
UNTERSUMME<br />
Verbrauchskosten<br />
bei 8000 h/a<br />
€/a 16.000 19.500 13.750 18.330<br />
Strom €/a 19.000 20.480 16.000 32.000<br />
Wasser Zapfwasser+Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis.<br />
€/a 66.748<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a 39.220 500<br />
Abwassergebühr €/a 2.000<br />
Sonstiges<br />
Betriebskosten ges.<br />
€/a 2.000 enth. 4.359 4.100<br />
bei Zapfwass. in Kanalis.<br />
bei Brunnenw. in Kanal.<br />
€/a 87.748<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
€/a 60.220 20.480 20.359 36.600<br />
ohne Abwassergebühr 23.000<br />
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)<br />
Annuität €/a 33.978 65.114 41.185 57.031<br />
GESAMT<br />
Zapfwasser + Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis. bzw.<br />
€/a 137.726<br />
Verfahren ohne Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a 110.198 105.094 75.294 111.961<br />
Abwassergebühr<br />
spezifische Kosten<br />
Zapfwasser + Kanalisation<br />
€/a 72.978<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 17,2<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 2,7<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 19,3<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 3,0<br />
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 13,8 13,1 9,4 14,0<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 2,1 2,0 1,5 2,2<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 15,9 16,7 11,7 17,1<br />
bei 6000 h/a<br />
ohne Abwassergebühr<br />
ct/kWh 2,4 2,6 1,8 2,6<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 9,1<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 1,4<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 11,2<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 1,7
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Tabelle 6.3: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 200 m 3 /h<br />
Rohgas<br />
Anbieter Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4<br />
Anlagentyp Selexol PSA PSA DW<br />
200 m 3 /h Rohgas<br />
Investitionen<br />
Personal und Instandhaltung<br />
€ 400.000 704.500 470.000 699.900<br />
Personalkosten €/a 19.000 7.500 3.500 7.300<br />
Betrieb und Instandhaltung €/a (enth.) 13.000 14.100 12.080<br />
UNTERSUMME<br />
Verbrauchskosten<br />
bei 8000 h/a<br />
€/a 19.000 20.500 17.600 19.380<br />
Strom €/a 30.000 40.960 32.000 45.600<br />
Wasser Zapfwasser+Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis.<br />
€/a 137.104<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a 80.560 1.000<br />
Abwassergebühr €/a 3.000<br />
Sonstiges<br />
Betriebskosten ges.<br />
€/a 4.000 enth. 7.783 7.500<br />
bei Zapfwass. in Kanalis.<br />
bei Brunnenw. in Kanal.<br />
€/a 171.104<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
€/a 114.560 40.960 39.783 54.100<br />
ohne Abwassergebühr €/a 37.000<br />
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)<br />
Annuität €/a 41.185 72.537 48.392 72.064<br />
GESAMT<br />
Zapfwasser + Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis.<br />
€/a 231.289<br />
bzw. Verfahren ohne Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a 174.745 133.997 105.776 145.544<br />
Abwassergebühr<br />
spezifische Kosten<br />
Zapfwasser+Kanalisation<br />
€/a 97.185<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 14,5<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 2,2<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 15,7<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 2,4<br />
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 10,9 8,4 6,6 9,1<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 1,7 1,3 1,0 1,4<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 12,2 10,3 8,0 11,0<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 1,9 1,6 1,2 1,7<br />
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 6,1<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 0,9<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 7,3<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 1,1<br />
53
54<br />
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Tabelle 6.4: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 400 m 3 /h<br />
Rohgas<br />
Anbieter Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4<br />
Anlagentyp Selexol PSA PSA DW<br />
400 m 3 /h Rohgas<br />
Investitionen<br />
Personal und Instandhaltung<br />
€ 555.000 835.000 600.000 881.100<br />
Personalkosten €/a 22.000 9.500 3.500 7.700<br />
Betrieb und Instandhaltung €/a (enth.) 15.000 18.000 15.400<br />
UNTERSUMME<br />
Verbrauchskosten<br />
bei 8000 h/a<br />
€/a 22.000 24.500 21.500 23.100<br />
Strom €/a 50.000 81.920 58.880 55.000<br />
Wasser Zapfwasser+Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis.<br />
€/a 276.012<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a 162.180 1.000<br />
Abwassergebühr €/a 5.000<br />
Sonstiges<br />
Betriebskosten ges.<br />
€/a 8.000 enth. 14.631 7.500<br />
bei Zapfwass. in Kanalis.<br />
bei Brunnenw. in Kanal.<br />
€/a 334.012<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
€/a 220.180 81.920 73.511 63.500<br />
ohne Abwassergebühr €/a 63.000<br />
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)<br />
Annuität €/a 57.144 85.974 61.778 90.720<br />
GESAMT<br />
Zapfwasser + Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis.<br />
€/a 413.156<br />
bzw. Verfahren ohne Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a 299.324 192.394 156.789 177.320<br />
Abwassergebühr<br />
spezifische Kosten<br />
Zapfwasser+Kanalisation<br />
€/a 142.144<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 12,9<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 2,0<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 13,7<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 2,1<br />
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 9,4 6,0 4,9 5,5<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 1,4 0,9 0,8 0,9<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 10,2 7,2 5,8 6,7<br />
bei 6000 h/a ct/kWh<br />
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr<br />
1,6 1,1 0,9 1,0<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 4,4<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 0,7<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 5,3<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 0,8
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Tabelle 6.5: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 600 m 3 /h<br />
und 1500 m 3 /h Rohgas<br />
Anbieter Anbieter 3 Anbieter 4 Anbieter 3 Anbieter 4<br />
Anlagentyp PSA DW PSA DW<br />
600 m 3 /h Rohgas 1500 m 3 /h<br />
Investitionen<br />
Personal und Instandhaltung<br />
€ 760.000 901.100 1.520.000 1.426.100<br />
Personalkosten €/a 3.500 7.700 5.250 9.000<br />
Betrieb und Instandhaltung €/a 22.800 15.800 45.600 26.100<br />
UNTERSUMME<br />
Verbrauchskosten<br />
bei 8000 h/a<br />
€/a 26.300 23.500 50.850 35.100<br />
Strom €/a 88.320 97.280 192.000 230.400<br />
Wasser Zapfwasser+Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis.<br />
€/a<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a 2.000 3.000<br />
Abwassergebühr €/a<br />
Sonstiges<br />
Betriebskosten ges.<br />
€/a 21479 7.500 52.295 9.000<br />
bei Zapfwass. in Kanalis.<br />
bei Brunnenw. in Kanal.<br />
€/a<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
€/a 109.799 106.780 244.295 242.400<br />
ohne Abwassergebühr €/a<br />
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)<br />
Annuität €/a 78.252 92.780 156.503 146.835<br />
GESAMT<br />
Zapfwasser + Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis.<br />
€/a<br />
bzw. Verfahren ohne Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a 214.351 223.060 451.648 424.335<br />
Abwassergebühr<br />
spezifische Kosten<br />
Zapfwasser+Kanalisation<br />
€/a<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³<br />
bei 8000 h/a ct/kWh<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³<br />
bei 6000 h/a ct/kWh<br />
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 4,5 4,6 3,8 3,5<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 0,7 0,7 0,6 0,5<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 5,2 5,5 4,3 4,0<br />
bei 6000 h/a ct/kWh 0,8 0,8 0,7 0,6<br />
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³<br />
bei 8000 h/a ct/kWh<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³<br />
bei 6000 h/a ct/kWh<br />
55
56<br />
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Tabelle 6.6: Aufbereitungskosten bei einer Verarbeitungskapazität von 150 m 3 /h,<br />
800 m 3 /h, 1000 m 3 /h, 2500 m 3 /h Rohgas (nur Anbieter 3)<br />
Anbieter Anbieter 3 Anbieter 3 Anbieter 3 Anbieter 3<br />
Anlagentyp PSA PSA PSA PSA<br />
150 m 3 /h 800 m 3 /h 1000 m 3 /h 2500 m 3 /h<br />
Investitionen<br />
Personal und Instandhaltung<br />
€ 454.000 910.000 1.070.000 2.410.000<br />
Personalkosten €/a 1.750 5.250 5.250 5.250<br />
Betrieb und Instandhaltung €/a 13.620 27.300 32.100 72.300<br />
UNTERSUMME<br />
Verbrauchskosten<br />
bei 8000 h/a<br />
€/a 15.370 32.550 37.350 77.550<br />
Strom €/a 24.000 102.400 128.000 320.000<br />
Wasser Zapfwasser+Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis.<br />
€/a<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a<br />
Abwassergebühr €/a<br />
Sonstiges<br />
Betriebskosten ges.<br />
€/a 6.071 28.327 35.175 86.535<br />
bei Zapfwass. in Kanalis.<br />
bei Brunnenw. in Kanal.<br />
€/a<br />
bzw. Verfahren o. Wasser<br />
€/a 30.071 130.727 163.175 406.535<br />
ohne Abwassergebühr €/a<br />
Kapitalkosten (bei 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum)<br />
Annuität €/a 46.745 93.696 110.170 248.140<br />
GESAMT<br />
Zapfwasser + Kanalis.<br />
Brunnenwasser + Kanalis.<br />
€/a<br />
bzw. Verfahren ohne Wasser<br />
Brunnenwasser ohne<br />
€/a 92.186 256.973 310.695 732.225<br />
Abwassergebühr<br />
spezifische Kosten<br />
Zapfwasser+Kanalisation<br />
€/a<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³<br />
bei 8000 h/a ct/kWh<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³<br />
bei 6000 h/a ct/kWh<br />
Brunnenwasser + Kanalisation bzw. Verfahren ohne Wasserbedarf<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³ 7,7 4,0 3,9 3,7<br />
bei 8000 h/a ct/kWh 1,2 0,6 0,6 0,6<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³ 9,4 4,7 4,5 4,2<br />
bei 6000 h/a ct/kWh<br />
Brunnenwasser ohne Abwassergebühr<br />
1,5 0,7 0,7 0,6<br />
bei 8000 h/a ct/Nm³<br />
bei 8000 h/a ct/kWh<br />
bei 6000 h/a ct/Nm³<br />
bei 6000 h/a ct/kWh
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Bei dem Verfahren des Anbieters 1 (Selexol-Verfahren) hängen die spezifischen Kosten<br />
<strong>der</strong> Aufbereitung sehr stark vom Konzept <strong>der</strong> Kühlwassernutzung ab. Das höchste Kostenniveau<br />
ist mit einer Verwendung von Leitungswasser (angesetzt: 1,88 €/m 3 , entsprechend<br />
den <strong>Bremer</strong> Verhältnissen) und <strong>der</strong> Einleitung des erwärmten Wassers in die Kanalisation<br />
(angesetzt: 2,63 €/m 3 , wie in Bremen üblich) verbunden. Bei 2 bis 8 m 3 /h Kühlwasserbedarf<br />
(100 bis 400 m 3 /h Rohgasverarbeitung) wäre diese Lösung zwar denkbar,<br />
aber aus <strong>der</strong> Konkurrenzsituation zu an<strong>der</strong>en Verfahren eher auszuschließen. Wesentlich<br />
geringere Kosten würde die Nutzung eines eigenen Brunnens aufwerfen. Die Abwässer<br />
könnten dann entwe<strong>der</strong> in die Kanalisation geleitet, so dass Abwassergebühren anfallen,<br />
o<strong>der</strong> nach entsprechen<strong>der</strong> Aufbereitung (Eisen- und Manganentfernung) in Vorfluter eingespeist<br />
werden. Die kostengünstigste Lösung besteht jedoch darin, das Brunnenwasser<br />
nach <strong>der</strong> Kühlwassernutzung mittels Schluckbrunnen wie<strong>der</strong> in den Untergrund zu leiten.<br />
Bei dieser Lösung muss eine Oxidation des Wassers vermieden werden, weil sonst Verstopfungsprobleme<br />
aufgrund einer Ausflockung von Eisen- und Mangananteilen im<br />
Schluckbrunnen auftreten. Alternativ zu <strong>der</strong> letztgenannten Lösung könnte die Wärmeabfuhr<br />
z. B. über Erdspieße erfolgen, wie sie bei erdgekoppelten Wärmepumpenanlagen<br />
verwendet werden. So wird für Anbieter 1, <strong>der</strong> im Gegensatz zu den übrigen Anbietern<br />
noch keine in <strong>der</strong> Praxis laufenden Anlagen erstellt hat, hinsichtlich <strong>der</strong> Kühlwasserkosten<br />
mit einer Bandbreite gerechnet, die nach oben bis zu den Kosten für eigene Brunnen und<br />
eine Einleitung in die Abwasserkanalisation reicht. Falls die Anlage an einer Kläranlage<br />
angesiedelt wäre, kann sicherlich von vornherein auf einen Ansatz von Abwasserkosten<br />
verzichtet werden, so dass die angegebenen niedrigen Kosten für das Kühlwasserhandling<br />
berücksichtigt werden können.<br />
Anbieter 2 (PSA-Verfahren) hatte in <strong>der</strong> ursprünglichen Version ebenfalls einen offenen<br />
Kühlkreislauf zugrunde gelegt, so dass hier ebenfalls eine große Betriebskostenbandbreite<br />
zu verzeichnen war. Für die Aktualisierung <strong>der</strong> Untersuchung bat diese Firma darum,<br />
ein geschlossenen Kühlsystem zu berücksichtigen, das zusätzliche Investitionen zwischen<br />
12.400 € (100 m 3 /h) und 25.000 € (400 m 3 /h) erfor<strong>der</strong>lich macht und zu zusätzlichem<br />
Strombedarf führt, aber im Vergleich zu den offenen Kühlkreisläufen relativ geringe<br />
Betriebskosten aufweist.<br />
Die Stromkosten als weiterer wichtiger Betriebskostenfaktor sind auf <strong>der</strong> Basis von Jahresbetriebszeiten<br />
und durchschnittlichen spezifischen Stromkosten von 8 ct/kWh (relativ<br />
niedrig, da es sich um hohe jährliche Vollbenutzungsstunden und ein günstiges<br />
Leistungs/Arbeit-Verhältnis handelt) eingesetzt worden.<br />
Zur Erfassung <strong>der</strong> Effekte, die sich bei einer geringen Auslastung <strong>der</strong> Aufbereitungsanlagen<br />
ergeben, sind in den Tabellen 6-1 bis 6-4 spezifische Aufbereitungskosten für 8.000<br />
h/a und 6.000 h/a ermittelt worden.<br />
57
Kosten an <strong>der</strong> Einspeisestelle<br />
58<br />
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
Die ursprüngliche Untersuchung hatte keinerlei Orientierung zu den an <strong>der</strong> Einspeisungsstelle<br />
anfallenden Kosten geboten. Deshalb hat im Rahmen <strong>der</strong> Aktualisierung das DBI<br />
Gas- und Umwelttechnik 90 , Fachgebiet Gasnetze/Gasanlagen, einen Unterauftrag zur Erarbeitung<br />
entsprechen<strong>der</strong> Kennzahlen erhalten. Das Ergebnis ist in folgen<strong>der</strong> Tabelle zusammengefasst:<br />
Tabelle 6.7: Kostenorientierung für die Einspeisestelle (gemäß GBI GUT)<br />
Druckregelanlage<br />
geregelter Druck Nm 3 /h 50 100 150 200 400 1500<br />
10 bar -> 5 bar T€ 8 12 13 15 20 35<br />
10 bar -> 1 bar T€ 8 12 13 15 20 35<br />
10 bar -> 0,05 bar T€ 7 10 11 14 18 33<br />
geeichte Mengenmessung (Turbinenradzähler)<br />
Betriebsdruck<br />
5 bar T€ 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 2,5<br />
1 bar T€ 1,8 2,5 2,5 2,5 4,0 6,0<br />
0,05 bar<br />
Rohrleitungen<br />
0,5 km Nie<strong>der</strong>druckleitung PE (Beispiel)<br />
T€ 6,0 9,0 10,0 15,0 20,0 35,0<br />
Leitungsbau T€ 15<br />
Material T€ 3<br />
Einbindung T€ 1<br />
Gesamt T€ 19<br />
2,5 km Hochdruckleitung (16 bar) Stahl (Beispiel)<br />
Leitungsbau T€ 84<br />
Material T€ 25<br />
Einbindung T€ 1<br />
Gesamt T€ 110<br />
Gasbeschaffenheitsmessungen mit PTB-Zulassung<br />
T€<br />
Gasmischer (Bandbreiten je nach Nennweite)<br />
25<br />
mit festem Mischspalt T€ 0,25-0,9<br />
mit regelbaren Mischspalt<br />
Flüssiggasspeicher<br />
T€ 0,75-2,7<br />
für etwa 50 m 3 T€ 30 1)<br />
Verdichterstation<br />
Verdichtung auf 10 bar 1) T€ 20 25 33<br />
1) lt. Einschätzung des bremer energie instituts<br />
Die tatsächlich anfallenden Kosten werden sehr von den Bedingungen des Einzelfalls<br />
abhängig sein. An den Tabellenwerten orientierend könnte ein relativ günstiger Fall folgen<strong>der</strong>maßen<br />
aussehen:<br />
90 DBI leitet sich von Deutsches Brennstoff Institut her
Erfassung <strong>der</strong> Kostensituation in Abhängigkeit von Größenklassen<br />
- Verarbeitungskapazität 400 m 3 /h Rohgas<br />
- Einspeisung in Nie<strong>der</strong>druck<br />
- Gasleitung 0,5 km entfernt<br />
- Flüssiggasspeicher etwa 50 m 3<br />
Dies würde per Saldo zu Investitionen von etwa 115.000 € führen. Die Betriebskosten wären<br />
vernachlässigbar. Anstelle des Flüssiggasspeichers könnte möglicherweise auch ein<br />
Gasmischer für eine Kompatibilität mit den DVGW-Vorschriften sorgen.<br />
Eine Bewertung <strong>der</strong> Kostensituation <strong>der</strong> Aufbereitungsanlagen erfolgt im folgenden Kapitel.<br />
59
7. Bewertung <strong>der</strong> Ergebnisse<br />
60<br />
Bewertung <strong>der</strong> Ergebnisse<br />
Die Investitionskosten weisen, wie aus Abbildung 7-1 ersichtlich ist, in den jeweiligen Leistungsklassen<br />
eine erhebliche Streuung auf. Dabei wird deutlich, dass die Kostenangaben<br />
von Anbieter 2 ein beson<strong>der</strong>s hohes Niveau erreichen. Dies muss nicht zwangsläufig darauf<br />
hinweisen, dass dieser Anlagentyp aufwändiger konzipiert ist als die übrigen. So<br />
könnte hier z. B. mit hineinspielen, dass die bisherigen Kunden zum überwiegenden Teil<br />
<strong>der</strong> mittels Gebühren finanzierten Entsorgungsbranche zuzuordnen und daher hinsichtlich<br />
ihrer Investitionen nicht in dem Maße eingeschränkt sind wie sonstige Unternehmen <strong>der</strong><br />
freien Wirtschaft.<br />
Investition (€)<br />
2.500.000<br />
2.250.000<br />
2.000.000<br />
1.750.000<br />
1.500.000<br />
1.250.000<br />
1.000.000<br />
750.000<br />
500.000<br />
250.000<br />
0<br />
10 100 1000<br />
Nm<br />
10000<br />
3 50 200 400<br />
/h Rohgas (65% Methan)<br />
2500<br />
Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4<br />
Abbildung 7-1: Vergleich <strong>der</strong> Investitionskosten; Quelle: eigene Erhebung<br />
Ein Vergleich <strong>der</strong> hier in Erfahrung gebrachten Investitionskosten mit <strong>der</strong> schwedischen<br />
Untersuchung (Persson (2003)) ergibt folgendes Bild (siehe Abbildung 7-2):<br />
- die dort von Herstellern übermittelten Angaben liegen im mittleren Bereich des<br />
Spektrums <strong>der</strong> hier erhobenen Investitionskosten,<br />
- die im Rahmen großer schwedischer Anlagen zustande gekommenen Investitionskosten<br />
liegen deutlich über denen unserer Erhebung.<br />
Hieraus müsste <strong>der</strong> Schluss gezogen werden, dass zumindest für die großen schwedischen<br />
Anlagen, die in die Kostenbetrachtung einbezogen wurden, <strong>der</strong> Pilotanlagencharakter<br />
noch eine große Rolle spielte.
Bewertung <strong>der</strong> Ergebnisse<br />
Investitionskosten (€)<br />
2.500.000<br />
2.250.000<br />
2.000.000<br />
1.750.000<br />
1.500.000<br />
1.250.000<br />
1.000.000<br />
750.000<br />
500.000<br />
250.000<br />
0<br />
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600<br />
Nm 3 Anbieter 1<br />
/h Rohgas (65% Methan)<br />
Anbieter 2 Anbieter 3<br />
Anbieter 4<br />
Linear (Schw. <strong>Studie</strong> Hersteller)<br />
Schw. <strong>Studie</strong> Betreiber Schw. <strong>Studie</strong> Hersteller<br />
Abbildung 7-2: Vergleich <strong>der</strong> Ausschreibungsergebnisse mit den Erkenntnissen<br />
<strong>der</strong> schwedischen Untersuchung von Persson (2003)<br />
61
spezifischer Invest. (€/MW)<br />
62<br />
1.400.000<br />
1.200.000<br />
1.000.000<br />
800.000<br />
600.000<br />
400.000<br />
200.000<br />
0<br />
50 Nm 3 /h<br />
100 Nm 3 /h<br />
200 Nm 3 /h<br />
400 Nm 3 /h<br />
600 Nm 3 /h<br />
Bewertung <strong>der</strong> Ergebnisse<br />
1000 Nm 3 /h 1500 Nm 3 /h 2500 Nm 3 /h<br />
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18<br />
Leistung (MW)<br />
Anbieter 1 Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4<br />
Abbildung 7-3: Spezifische Investitionskosten (€/MW) in Abhängigkeit von <strong>der</strong><br />
Leistung (MW), Gasmengenangaben beziehen sich auf Rohgas<br />
(65% CH4); Quelle: eigene Auswertung<br />
Das niedrigste Investitionskostenniveau bietet Anbieter 1 (Selexol-Verfahren). Dabei fällt<br />
in Abbildung 7-3 auf, dass in diesem Fall in <strong>der</strong> kleinsten Leistungsklasse entgegen dem<br />
zu erwartenden Trend niedrigere spezifische Investitionskosten als bei einer doppelt so<br />
leistungsstarken Anlage auftreten. Die Ursache hierfür konnte nicht erfasst werden (herabgesetzte<br />
Automatisierung <strong>der</strong> 50 m 3 /h-Anlage? Höherer Werksanfertigungsteil aufgrund<br />
<strong>der</strong> kleineren Abmessungen? Marktstrategische Erwägungen?), wobei es in diesem Fall<br />
auch eine Rolle spielen mag, dass es sich um einen neuen Anbieter handelt, <strong>der</strong> noch<br />
keine Praxisanlage gebaut hat.<br />
Wie <strong>der</strong> Abbildung 7-4 zu entnehmen ist, liegen die Betriebskosten bei den vier Angeboten<br />
eng beieinan<strong>der</strong>.<br />
Aus <strong>der</strong> Aufschlüsselung <strong>der</strong> Betriebskosten lässt sich <strong>der</strong> jährliche spezifische Strombedarf<br />
pro kWh des aufbereiteten Gases rückschließen. Demnach ergibt sich ein leichter<br />
Rückgang bei den größeren Leistungsklassen:<br />
- in <strong>der</strong> Anlagenklasse 100 m 3 /h: 0,035 bis 0,05 kWhel/kWh (<strong>der</strong> untere Wert für die<br />
Druckwechselabsorptionsanlagen) bzw.<br />
- in <strong>der</strong> Anlagenklasse 400 m 3 /h: 0,032 bis 0,039 kWhel/kWh (<strong>der</strong> obere Wert für das<br />
Druckwasserverfahren von Anbieter 4).<br />
Der spezifische Strombedarf liegt damit innerhalb des Spektrums, <strong>der</strong> bei <strong>der</strong> Analyse <strong>der</strong><br />
schwedischen Anlagen festgestellt worden ist (siehe Abschnitt 4.2).
Bewertung <strong>der</strong> Ergebnisse<br />
Betriebskosten (ct/kWh)<br />
2,5<br />
2,0<br />
1,5<br />
1,0<br />
0,5<br />
50 Nm 3 /h<br />
100 Nm 3 /h<br />
200 Nm 3 /h<br />
400 Nm 3 /h<br />
600 Nm 3 /h<br />
1000 Nm 3 /h 1500 Nm 3 /h 2500 Nm 3 /h<br />
0,0<br />
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18<br />
Leistung (MW)<br />
Anbieter 1 Anbieter 1 mit Brunnen Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4<br />
Abbildung 7-4: Spezifische Betriebskosten ohne Kapitalkosten (ct/kWh) in Abhängigkeit<br />
<strong>der</strong> Leistung (MW), Gasmengenangaben beziehen sich auf<br />
Rohgas (65% CH4) ; Quelle: eigene Auswertung<br />
63
Aufbereitungskosten (ct/kWh)<br />
64<br />
3,0<br />
2,5<br />
2,0<br />
1,5<br />
1,0<br />
0,5<br />
Bewertung <strong>der</strong> Ergebnisse<br />
0,0<br />
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600<br />
Nm 3 /h Rohgas (65% Methan)<br />
Anbieter 1 Anbieter 1 mit Brunnen Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4<br />
Abbildung 7-5: Spezifische Aufbereitungskosten in Abhängigkeit von <strong>der</strong> Rohgasverarbeitungskapazität<br />
<strong>der</strong> Anlage, 65% Methananteil im Rohgas;<br />
Quelle: eigene Auswertung 91<br />
Bei Betrachtung <strong>der</strong> in Abbildung 7-5 gezeigten spezifischen Aufbereitungskosten<br />
(ct/kWh) fällt auf, dass die Leistungsklasse und in dem einen Fall die Art <strong>der</strong> Kühlwasserbedarfsdeckung<br />
die wichtigsten Einflussgrößen darstellen. Kosten von deutlich unter 1<br />
ct/kWh sind erst bei einer Leistungsklasse über 300 m 3 /h sicher erreichbar, bei Anbieter 1<br />
nur, wenn für eine günstige Kühlwasserbedarfsdeckung gesorgt wird. Die konzeptionell<br />
ähnlichen Anlagen (PSA-Verfahren) von Anbieter 2 und Anbieter 3 führen zu recht unterschiedlichen<br />
Aufbereitungskosten. Das Verfahren des Anbieters 4 (Druckwasser-<br />
Verfahren) weist ähnliche Aufbereitungskosten wie die Anlagen des Anbieters 2 (PSA-<br />
Verfahren) auf. Die an <strong>der</strong> Einspeisestelle entstehenden Kosten sind hier nicht eingerechnet<br />
worden.<br />
Die ermittelten Aufbereitungskosten für einige in Schweden bestehende Anlagen 92 sind in<br />
Abbildung 7-6 ergänzend eingetragen worden. Dabei handelt es sich um theoretische Angaben,<br />
die aus einer Umrechnung auf eine volle Auslastung <strong>der</strong> Anlagen hervorgegangen<br />
sind. In <strong>der</strong> Realität leiden viele <strong>der</strong> schwedischen Anlagen unter einer mangelnden Auslastung.<br />
Dies ist überwiegend darauf zurückzuführen, dass <strong>der</strong> Treibstoffabsatz an den<br />
Biomethantankstellen hinter den Erwartungen zurück geblieben ist.<br />
91<br />
Bei dem Konzept des Anbieters 1 ergeben sich Bandbreiten in Abhängigkeit von <strong>der</strong> Art <strong>der</strong><br />
Kühlwasserbedarfsdeckung<br />
92<br />
Persson (2003))
Bewertung <strong>der</strong> Ergebnisse<br />
Die für die schwedischen Anlagen eingetragene gestrichelte Linie befindet sich – abgesehen<br />
von dem Fall hoher Kühlwasserkosten bei Anbieter 1 („Anbieter 1 mit Brunnen“) – am<br />
oberen Rand des Spektrums <strong>der</strong> hier ermittelten Aufbereitungskosten. Die Frage, ob die<br />
mittlerweile eingetretenen Lerneffekte bereits so weit fortgeschritten sind, dass die im<br />
Rahmen unserer Untersuchung erfassten Herstellerangaben bereits <strong>der</strong> Realität entsprechen,<br />
lässt sich indes erst beantworten, wenn in Deutschland weitere Anlagen gebaut<br />
worden sind. Der nach dem novellierten EEG erhältliche Innovations-Vergütungszuschlag<br />
von 2 ct/kWhel, <strong>der</strong> davon abgängig ist, dass die Einspeisung in das Gasnetz mit <strong>der</strong> Entnahme<br />
eines am Gasnetz angeschlossenen BHKW korrespondiert (siehe Abschnitt 3),<br />
dürfte einen entsprechenden Anreiz bieten.<br />
Aufbereitungskosten (ct/kWh)<br />
3,5<br />
3,0<br />
2,5<br />
2,0<br />
1,5<br />
1,0<br />
0,5<br />
0,0<br />
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600<br />
Nm 3 /h Rohgas (65% Methan)<br />
Anbieter 1 Anbieter 1 mit Brunnen Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4 Schwed. <strong>Studie</strong><br />
Abbildung 7-6: Vergleich <strong>der</strong> ermittelten spezifische Aufbereitungskosten (Bezug:<br />
65% Methananteil im Rohgas) mit <strong>der</strong> schwedischen Untersuchung<br />
von Persson (2003); Quelle: eigene Auswertung<br />
Die finanziellen Anreize, die das kürzlich novellierte Erneuerbare <strong>Energie</strong>n Gesetz (EEG)<br />
bietet, werden <strong>der</strong> Vergärung nachwachsen<strong>der</strong> Rohstoffe zu einem Aufschwung verhelfen.<br />
Für das auf dieser Grundlage erzeugte Gas ist mit einem auf etwa 55% herabgesetzten<br />
Methananteil zu rechnen. Die auf die Rohgasverarbeitungskapazität <strong>der</strong> Anlage bezogenen<br />
spezifischen Aufbereitungskosten erhöhen sich, wie aus Abbildung 7-7 ersichtlich,<br />
in entsprechendem Maße.<br />
65
Aufbereitungskosten (ct/kWh)<br />
66<br />
3,5<br />
3,0<br />
2,5<br />
2,0<br />
1,5<br />
1,0<br />
0,5<br />
Bewertung <strong>der</strong> Ergebnisse<br />
0,0<br />
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600<br />
Nm 3 /h Rohgas (55% Methan)<br />
Anbieter 1 Anbieter 1 mit Brunnen Anbieter 2 Anbieter 3 Anbieter 4<br />
Abbildung 7-7: Spezifische Aufbereitungskosten in Abhängigkeit von <strong>der</strong> Rohgasverarbeitungskapazität<br />
<strong>der</strong> Anlage, 55% Methananteil im Rohgas;<br />
Quelle: eigene Auswertung<br />
Es entspricht auch den in Schweden gesammelten Erkenntnissen, dass die Wahl des<br />
Verfahrens nicht allein von den veranschlagten Kosten abhängt. 93 In diesem Geschäftsbereich<br />
stellen zurzeit noch vorhandene Betriebserfahrungen und Anlagenzuverlässigkeit<br />
wichtige Verkaufsargumente dar.<br />
Es handelt sich nicht um einen voll entwickelten Markt, son<strong>der</strong>n um eine Phase, in <strong>der</strong> die<br />
konkurrierenden Konzepte mehr o<strong>der</strong> weniger das Pilotstadium verlassen haben. Dies<br />
bedeutet auch, dass die in den jeweiligen Konzepten verborgenen Serieneffekte noch<br />
nicht voll ausgeschöpft sind. Hieraus sollte nicht <strong>der</strong> Schluss gezogen werden, sich besser<br />
erst mit dieser Option zu beschäftigen, wenn die Erfahrungen weiter fortgeschritten<br />
sind. Denn <strong>der</strong> nach dem EEG vorgesehene Zuschlag für die als innovativ eingestufte<br />
Technologie <strong>der</strong> Aufbereitung zu Erdgasqualität wird sicherlich nur solange zur Verfügung<br />
stehen, wie die technische Entwicklung als noch nicht abgeschlossen gilt.<br />
93 Persson (2003), S.21ff
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung<br />
8. Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung<br />
Neben dem oben durchgeführten Vergleich <strong>der</strong> anlagenspezifischen Aufbereitungskosten<br />
ist zudem von Interesse, die Kostensituation einer Fortleitung des Biogases zu einem<br />
Erdgasgroßverbraucher (nach einer Entfeuchtung und Entschwefelung) <strong>der</strong> bisher betrachteten<br />
Aufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz gegenüber zu stellen.<br />
Hierfür werden zunächst für die gleiche Leistungsabstufung wie oben für den Bereich bis<br />
400 m 3 /h Rohgas die Erzeugungskosten analysiert. In Anlehnung an eine Broschüre <strong>der</strong><br />
<strong>Energie</strong>agentur NRW: "Biogas: Strom und Wärme aus Gülle" (2002), eine Kostenaufstellung<br />
<strong>der</strong> BBE Bundesinitiative Bio<strong>Energie</strong>: "Markt- und Kostenentwicklung <strong>der</strong> Stromerzeugung<br />
aus Biomasse" (April 2002) und ein Fachbuch TOP agrar Biogas S. 68 ff („Industrielle<br />
Großanlagen: Größe allein ist nicht alles“) wurden die in Tabelle 8-1 dargestellten<br />
Daten exemplarisch eingesetzt. Die Vergütungssituation für eingespeisten Strom hat sich<br />
auf <strong>der</strong> Basis des kürzlich novellierten EEG erheblich verbessert. Damit hat sich <strong>der</strong> Spielraum<br />
für den wirtschaftlichen Betrieb von Biogasanlagen erweitert. So lässt sich inzwischen<br />
auch noch ein positives Betriebsergebnis erreichen, wenn Beschaffungskosten für<br />
das Gärgut anfallen. Um diesen Umstand zu berücksichtigen, wurde hier zusätzlich zu <strong>der</strong><br />
Darstellung <strong>der</strong> ursprünglichen Version vom Frühjahr 2003 eine Variation <strong>der</strong> Rahmenbedingungen<br />
vorgenommen:<br />
a) Beschaffungskosten für Gärgut: 0 €/m 3<br />
b) Beschaffungskosten für Gärgut: 3 €/m 3<br />
Die Effekte an<strong>der</strong>er Beschaffungskosten würden sich darauf hin per Interpolation einschätzen<br />
lassen.<br />
67
68<br />
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung<br />
Tabelle 8.1: Kosten und Wärmeeigenbedarf von landwirtschaftlichen Groß-<br />
Biogasanlagen; Quellen: s. Angaben im Text und eigene Berechnungen<br />
Großvieheinheiten (GVE) 94 800 1600 2500 3300 6600<br />
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400<br />
kW Brennstoff 300 600 900 1200 2400<br />
Investition € 300.000 590.000 855.000 1.100.000 2.000.000<br />
Kapitalkosten €/a 30.889 60.748 88.033 113.259 205.926<br />
Personal €/a 17.000 30.000 43.000 53.000 70.000<br />
W+R+Vers €/a 10.500 20.650 29.925 38.500 70.000<br />
Beschaffungskosten für Gärgut:<br />
3 €/m 3 39.420 78.840 123.188 162.608 325.215<br />
Jahreskosten €/a<br />
bei Beschaffungskosten für Gärgut<br />
0 €/m 3 58.389 111.398 160.958 204.759 345.926<br />
3 €/m 3 97.809 190.238 284.146 367.367 671.141<br />
Jahreserzeugung (MWh) 2.400 4.800 7.200 9.600 19.200<br />
Erzeugungskosten (ct/kWh)<br />
bei Beschaffungskosten für Gärgut<br />
0 €/m 3 2,4 2,3 2,2 2,1 1,8<br />
3 €/m 3 4,1 4,0 3,9 3,8 3,5<br />
Wärmeeigenbedarf <strong>der</strong> Biogasanlage<br />
(kW) 80 152 216 272 480<br />
(MWh) 480 912 1.296 1.632 2.880<br />
Annahmen:<br />
hier mit 6 kWh/Nm 3 Biogas gerechnet<br />
für die Kapitalkosten: 6% Zinsen und 15 Jahre Abschreibungszeitraum,<br />
jährliche Betriebszeit 8000 h/a,<br />
Strombedarf <strong>der</strong> Anlage vernachlässigt<br />
Wärmeleistung anhand von 6000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr<br />
Prozesswärmebedarf 15 bis 20 % <strong>der</strong> Erzeugung je nach Anlagenleistung<br />
Es wird angenommen, dass ein BHKW für die Prozesswärmebereitstellung an <strong>der</strong> Biogaserzeugungsanlage<br />
und ein weiteres bei einem externen Nutzer errichtet wird. Die Aufteilung<br />
<strong>der</strong> erzeugten <strong>Energie</strong> geht aus Tabelle 8.2 hervor.<br />
94 Die Angabe dient nur zur Orientierung; in <strong>der</strong> Praxis kommt es kaum noch vor, dass Anlagen<br />
lediglich für den jeweiligen Gülleanfall geplant werden.
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung<br />
Tabelle 8.2: Kennwerte <strong>der</strong> berücksichtigten BHKW und Aufteilung des Biogaseinsatzes;<br />
eigene Berechnungen<br />
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400<br />
BHKW 1 an <strong>der</strong> Biogaserzeugungsanlage zur Deckung des Wärmebedarfs:<br />
elektrische Leistung (kW) 48 101 152 201 373<br />
thermische Leistung (kW) 80 152 216 272 480<br />
Jährlicher Biogasbedarf dafür (MWh/a) 960 1.900 2.757 3.548 6.400<br />
Jährlicher fortleitbarer Rest (MWh/a) 1.440 2.900 4.443 6.052 12.800<br />
externes BHKW 2 (über Biogasleitung angebunden)<br />
Brennstoffleistung (kW) 288 580 889 1.210 2.560<br />
elektrische Leistung (kW) 86 186 293 412 896<br />
thermische Leistung (kW) 144 278 418 557 1.152<br />
Stromerzeugung gesamt (MWh/a) 720 1.536 2.376 3.264 6.720<br />
extern nutzbare Wärme (MWh/a) 720 1.392 2.088 2.784 5.760<br />
Die Kosten <strong>der</strong> beiden BHKW sind in <strong>der</strong> Tabelle 8.3 auf <strong>der</strong> nachfolgenden Seite zusammengestellt.<br />
Für die stromseitigen Erlöse <strong>der</strong> beiden BHKW sind jeweils die nach dem EEG erhältlichen<br />
Vergütungssätze berücksichtigt. Erlöse für die Wärmeerzeugung wurden nur für das<br />
externe BHKW eingerechnet, da das anlageninterne lediglich Prozesswärme für die Biogasanlage<br />
erzeugt.<br />
Für die Investition in die Gasleitung, die <strong>der</strong> Fortleitung des Biogases dient, sind unter <strong>der</strong><br />
Annahme, es handele sich um ländlich geprägte Gebiete, 50 €/m angesetzt worden. Dieser<br />
Wert dürfte für Gebiete, die keinen schwierigen Untergrund aufweisen und in denen<br />
geringe Probleme mit kreuzenden Fremdleitungen, aufwändigen Oberflächenmaßnahmen<br />
und Straßendurchstößen bestehen, eher hoch gegriffen sein. Der Wert kann aber auch<br />
lokal bei weitem überschritten werden. Zur Orientierung mag dienen, dass die Leitungskosten<br />
für das Nie<strong>der</strong>druckgasnetz <strong>der</strong> EWE AG, Oldenburg, durchschnittlich bei 31 €/m<br />
liegen. Es wird davon ausgegangen, dass die Kosten für das erfor<strong>der</strong>liche Gebläse sowie<br />
die Wartungs- und Reparaturkosten gegenüber den Kapitalkosten (6% Zinsen und 15<br />
Jahre Abschreibungszeitraum) vernachlässigbar gering sind.<br />
69
70<br />
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung<br />
Tabelle 8.3: Kosten <strong>der</strong> beiden berücksichtigten BHKW; Quelle: eigene Berechnungen<br />
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400<br />
Kosten BHKW 1<br />
Investition spezifisch (€/kWel) 1.400 1.200 1.000 950 900<br />
Absolut (€) 67.200 121.600 151.660 190.991 336.000<br />
Kapitalkosten (€/a) 6.919 12.520 15.615 19.665 34.595<br />
Fixe Kosten (€/a) 768 1.520 2.123 2.614 4.480<br />
Personalkosten (€/a) 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000<br />
variable Kosten (€/a) 5.760 10.336 13.649 15.681 24.640<br />
Jahreskosten (€/a) 23.447 34.376 41.388 47.960 73.715<br />
Erlös stromseitig (€/a) 50.400 106.400 159.243 211.096 377.184<br />
Kosten BHKW 2<br />
Investition spezifisch (€/kWel) 1.350 1.000 950 880 800<br />
Absolut (€) 116.640 185.600 278.548 362.162 716.800<br />
Kapitalkosten (€/a) 12.010 19.110 28.680 37.289 73.804<br />
Fixe Kosten (€/a) 1.296 2.598 3.812 4.939 8.960<br />
Personalkosten (€/a) 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000<br />
variable Kosten (€/a) 7.776 13.920 19.059 22.635 44.800<br />
Jahreskosten (€/a) 31.082 45.628 61.550 74.863 137.564<br />
Erlös stromseitig o. KWK-Zuschl. (€/a) 75.600 162.400 254.125 348.205 732.344<br />
Erlös stromseit. mit KWK-Zuschl. (€/a) 84.240 180.960 283.446 389.359 819.944<br />
Erlös wärmeseitig (€/a) a) 2,0 ct/kWh 14.400 27.840 41.760 55.680 115.200<br />
b) 2,5 ct/kWh 18.000 34.800 52.200 69.600 144.000<br />
Die Kostenangaben beruhen auf eigenen Erfahrungen des bremer energie instituts.
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung<br />
Tabelle 8.4: Berücksichtigte Kosten für die Fortleitung von Biogas in eigenständigen<br />
Leitungen; Quelle: eigene Berechnungen<br />
Fortleitung<br />
des Biogases zu einem externen BHKW 2<br />
Investition<br />
€<br />
Kapitalk.<br />
€/a<br />
Sonst. K<br />
€/a<br />
Jahresk.<br />
€/a<br />
Entfernung 0,5 km 25.000 2.574 375 2.949<br />
1 km 50.000 5.148 750 5.898<br />
2 km 100.000 10.296 1.500 11.796<br />
3 km 150.000 15.444 2.250 17.694<br />
4 km 200.000 20.593 3.000 23.593<br />
5 km 250.000 25.741 3.750 29.491<br />
10 km 500.000 51.481 7.500 58.981<br />
Nach Addition <strong>der</strong> Strom- sowie <strong>der</strong> Wärmeerlöse und Subtraktion <strong>der</strong> im Rahmen <strong>der</strong><br />
Biogasanlage, <strong>der</strong> BHKW und <strong>der</strong> Biogasleitung entstehenden Kosten ergeben sich die in<br />
Tabelle 8.5 und Tabelle 8.6 gezeigten positiven bzw. negativen Betriebsergebnisse.<br />
Tabelle 8.5: Betriebsergebnisse <strong>der</strong> Gesamtanlage auf <strong>der</strong> Basis, dass keine Gärgutkosten<br />
anfallen, inklusive einer Fortleitung des Biogases in Abgängigkeit<br />
von Transportentfernungen und Höhe des Wärmeerlöses;<br />
Quelle: eigene Berechnungen<br />
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400<br />
Betriebsergebnis bei Wärmeerlös 2 ct/kWh<br />
Entfernung BHKW 2 0,5 km 33.173 120.848 217.603 325.604 752.174<br />
Betriebsergebnis bei Wärmeerlös 2,5 ct/kWh<br />
1 km 30.224 117.899 214.654 322.655 749.225<br />
2 km 24.326 112.001 208.756 316.757 743.327<br />
3 km 18.428 106.103 202.857 310.859 737.429<br />
4 km 12.530 100.205 196.959 304.961 731.531<br />
5 km 6.632 94.307 191.061 299.062 725.633<br />
10 km -22.859 64.816 161.570 269.572 696.142<br />
Entfernung BHKW 2 0,5 km 36.773 127.808 228.043 339.524 780.974<br />
Annahme: volle KWK-Zuschläge für BHKW 2<br />
1 km 33.824 124.859 225.094 336.575 778.025<br />
2 km 27.926 118.961 219.196 330.677 772.127<br />
3 km 22.028 113.063 213.297 324.779 766.229<br />
4 km 16.130 107.165 207.399 318.881 760.331<br />
5 km 10.232 101.267 201.501 312.982 754.433<br />
10 km -19.259 71.776 172.010 283.492 724.942<br />
71
72<br />
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung<br />
Tabelle 8.6: Betriebsergebnisse <strong>der</strong> Gesamtanlage auf <strong>der</strong> Basis, dass Gärgutkosten<br />
von 3 €/m 3 anfallen, inklusive einer Fortleitung des Biogases in Abgängigkeit<br />
von Transportentfernungen und Höhe des Wärmeerlöses;<br />
Quelle: eigene Berechnungen<br />
Biogaserzeugung (Nm 3 /h) 50 100 150 200 400<br />
Betriebsergebnis bei Wärmeerlös 2 ct/kWh<br />
Entfernung BHKW 2 0,5 km -6.247 42.008 94.415 162.996 426.959<br />
Betriebsergebnis bei Wärmeerlös 2,5 ct/kWh<br />
1 km 39.059 91.466 160.047 424.010<br />
2 km 33.161 85.568 154.149 418.112<br />
3 km 27.263 79.670 148.251 412.214<br />
4 km 73.772 142.353 406.316<br />
5 km 67.874 400.418<br />
10 km 38.383 370.927<br />
Entfernung BHKW 2 0,5 km -2.647 48.968 104.855 176.916 455.759<br />
Annahme: volle KWK-Zuschläge für BHKW 2<br />
1 km 46.019 101.906 173.967 452.810<br />
2 km 40.121 96.008 168.069 446.912<br />
3 km 34.223 90.110 162.171 441.014<br />
4 km 28.325 84.212 156.273 435.116<br />
5 km 22.427 78.314 150.375 429.218<br />
10 km 48.823 120.884 399.727<br />
Es zeigt sich, dass unter den getroffenen Annahmen die Fortleitung bei Erzeugungskapazitäten<br />
bereits ab 50 m 3 /h, falls keine Gärgutkosten anfallen, und ab einer Biogaserzeugung<br />
von 100 m 3 /h, falls Gärgutkosten von 3 €/m 3 anfallen, wirtschaftlich sein kann. Die<br />
tolerierbaren Transportentfernungen können unter den günstigsten Umständen bereits bei<br />
Anlagen ab einer Erzeugungskapazität von 100 m 3 /h über 10 km betragen. Hohe Kosten<br />
für Gärgut, niedrigere Wärmeerlöse, reduzierte KWK-Zuschläge und vor allem höhere<br />
spezifische Gasleitungskosten würden die wirtschaftlich tolerierbare Entfernung des Biogasnutzers<br />
aber einengen. In diesem Rahmen lässt sich nur eine begrenzte Orientierung<br />
bieten. Im konkreten Einzelfall sollte ein Vergleich zwischen den Varianten<br />
a) Stromeinspeisung am Biogasanlagenstandort verbunden mit einer eingeengten<br />
Wärmenutzung<br />
b) Fortleitung des Biogases mittels eigener Leitung zwecks vollständiger Ausnutzung<br />
des KWK-Potenzials (voller KWK-Zuschlag lt. EEG + Wärmegutschrift)
Alternative: Fortleitung des erzeugten Biogases mittels eigener Leitung<br />
c) Aufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz und Ausspeisung an einem externen<br />
BHKW (Innovationszuschlag und evtl. voller KWK-Zuschlag lt. EEG + Wärmegutschrift)<br />
d) Aufbereitung und Verwendung an Erdgastankstellen<br />
vorgenommen werden. Für die Variante c) ist zu bedenken, dass Kosten für die Einspeisestelle<br />
sowie für die Zuleitung zur Einspeisestelle und Kosten für die Benutzung des<br />
Erdgasnetzes anfallen. Wie bereits in Abschnitt 3.1 genannt, mangelt es <strong>der</strong>zeit an<br />
Orientierung, welche Kosten für die Netznutzung zu veranschlagen sind.<br />
73
9. Zusammenfassung<br />
74<br />
Zusammenfassung<br />
Im Rahmen dieser Untersuchung sind zunächst Recherchen zu den aktuellen und den in<br />
<strong>der</strong> Vergangenheit durchgeführten Aktivitäten zur Aufbereitung von Biogas zu Erdgasqualität<br />
angestellt worden. Dabei konnten Erfahrungen aus Schweden, den Nie<strong>der</strong>landen,<br />
Dänemark, <strong>der</strong> Schweiz und Deutschland einbezogen werden. Zudem sind von vornherein<br />
die Kriterien erfasst worden, die zu erfüllen sind, um aufbereitetes Biogas in Erdgasnetze<br />
einzuspeisen o<strong>der</strong> zu vermarktungsfähigem Kraftstoff aufzubereiten. Da die Standardanfor<strong>der</strong>ungen<br />
für eine Einspeisung in das Erdgasnetz sowie für eine Nutzung als<br />
Kraftstoff sehr ähnlich sind, ließen sich beide Aufbereitungslinien in einem Zuge abhandeln.<br />
Zentrale Schritte dieser Aufbereitung liegen jeweils in einer Entschwefelung des<br />
Biogases und einer weitgehenden Abtrennung des Kohlendioxidanteiles.<br />
Während das Hauptaugenmerk <strong>der</strong> Untersuchung zunächst auf die verfahrenstechnischen<br />
Hintergründe gelegt wurde, stand im weiteren Fortgang vor allem die Erfassung <strong>der</strong><br />
Kostensituation im Vor<strong>der</strong>grund. Dabei zeigte sich sehr bald, dass die Zahl <strong>der</strong> Hersteller<br />
und Entwickler sehr begrenzt ist und dass diese die Fragen zu den verfahrenstechnischen<br />
Details mit einiger Zurückhaltung beantworten.<br />
Zur Ermittlung <strong>der</strong> Kosten wurden die Hersteller um Orientierungsangebote gebeten, die<br />
auch Angaben zu den zu erwartenden Betriebskosten beinhalten sollten. Um zu einer<br />
vergleichbaren Basis zu kommen, wurden von Seiten des bremer energie instituts vorab<br />
dezidierte Vorgaben zu den zu berücksichtigenden Rahmenbedingungen gemacht.<br />
Recht intensive Aktivitäten sind vor allem in <strong>der</strong> Schweiz und in Schweden zu beobachten.<br />
Dabei liegt <strong>der</strong> Akzent in Schweden insbeson<strong>der</strong>e auf <strong>der</strong> Herstellung von Treibstoff.<br />
In Deutschland befindet sich aktuell keine Anlage mehr in Betrieb. Noch vor einem Jahr<br />
verzeichnete Aktivitäten sind beendet o<strong>der</strong> nach einem Vorlauf gar nicht mehr zustande<br />
gekommen. Dies hängt nicht mit mangeln<strong>der</strong> Funktionstüchtigkeit bzw. Unwirtschaftlichkeit<br />
<strong>der</strong> Anlagen zusammen, son<strong>der</strong>n es waren jeweils an<strong>der</strong>e Gründe hierfür verantwortlich.<br />
Die zusammenfassende Feststellung lautet, dass zurzeit vier verschiedene Grundkonzepte<br />
am Markt verfügbar sind, für die hinsichtlich einer effektiven Kohlendioxidabtrennung<br />
von hinreichenden Erfahrungen ausgegangen werden kann:<br />
- die Druckwasserwäsche (entsprechend dem Angebot des Anbieters 4)<br />
- die Druckwechselabsorption an Kohlenstoffmolekularsieben (entsprechend den<br />
Angeboten <strong>der</strong> Anbieter 2 und 3)<br />
- die chemische Absorption mit Hilfe eines Monoäthanolaminbades (MEA, entsprechend<br />
den in <strong>der</strong> Schweiz realisierten Anlagen) sowie<br />
- die ähnlich wie die Druckwasserwäsche arbeitende physikalische Absorption mit<br />
Hilfe von Selexol.
Zusammenfassung<br />
Nach den Angeboten zu urteilen, bietet das novellierte EEG eine Basis dafür, dass sich<br />
die Einspeisung von Biogas in das öffentliche Gasversorgungsnetz bei großen Erzeugungskapazitäten<br />
lohnen könnte. Das EEG kommt in diesem Fall zum Zuge, wenn korrespondierend<br />
zur Einspeisung ein externes am Gasnetz angeschlossenes BHKW betrieben<br />
wird. Als weitgehend unbekannt muss aber die dabei anfallende Netznutzungsgebühr<br />
betrachtet werden, weil die noch existierende Verbändevereinbarung Gas II für diese Fälle<br />
keine hinreichende Orientierung bietet und das Berechnungsmodell <strong>der</strong> zukünftigen<br />
Regulierungsbehörde sogar in den Grundzügen noch unklar ist.<br />
Auch die inzwischen beachtlichen schwedischen Erfahrungen ermuntern dazu, <strong>der</strong> Aufbereitung<br />
von Biogas zu Erdgasqualität mehr Aufmerksamkeit zu schenken. Das gilt insbeson<strong>der</strong>e<br />
für Fälle, in denen die stündliche Biogasproduktion 200 m 3 überschreitet. Ab 400<br />
Nm 3 /h Rohgas sind Aufbereitungskosten von unter 1 ct/kWh und ab 800 Nm 3 /h um 0,5<br />
ct/kWh vorstellbar.<br />
Es bietet sich an, im Einzelfall nach evtl. noch günstigeren Nutzungsalternativen für evtl.<br />
nur schwach aufbereitetes Gas (Entschwefelung, Trocknung) Ausschau zu halten, die zu<br />
einer maximalen Ausnutzung <strong>der</strong> mit Hilfe des EEG erzielbaren Erlöse führen würde. Unter<br />
wirtschaftlichen Kriterien käme beispielsweise die Beheizung an<strong>der</strong>er Betriebsteile o<strong>der</strong><br />
eine Fortleitung des lediglich entschwefelten Biogases zur Versorgung eines externen<br />
Wärmegroßverbrauchers, <strong>der</strong> auf <strong>der</strong> Basis eines BHKW die Einspeisevergütung für<br />
Strom aus regenerativen Quellen ausnutzen kann, in Betracht.<br />
Das hohe Kostenniveau <strong>der</strong> Aufbereitungsanlagen ist wohl auch darauf zurückzuführen,<br />
dass sich gegenwärtig aufgrund <strong>der</strong> geringen Zahl realisierter Anlagen (die oft mit öffentlichen<br />
Mitteln geför<strong>der</strong>t worden sind) keine echten Marktverhältnisse herausgebildet haben<br />
und das noch nicht in dem Maße Einsparungseffekte durch Serienfertigung entwickeln<br />
konnten. Für große Verarbeitungskapazitäten dürften die aktuell zu verzeichnenden Aufbereitungskosten<br />
kein wirtschaftliches Hemmnis mehr darstellen. Auch für Bereiche, in<br />
denen die Gaserzeugung nur zum Teil o<strong>der</strong> überhaupt nicht <strong>der</strong> <strong>Energie</strong>erzeugung angelastet<br />
werden muss (z. B. bei <strong>der</strong> Abwasser- o<strong>der</strong> Abfallbehandlung), könnte sich auf <strong>der</strong><br />
Basis <strong>der</strong> vorgelegten Angebote eine interessante Option ergeben.<br />
Mit Blick auf die geringfügig abweichenden Vorschriften <strong>der</strong> an<strong>der</strong>en betrachteten Län<strong>der</strong><br />
bezüglich <strong>der</strong> erfor<strong>der</strong>lichen Gasqualität, würde eventuell für die Bundesrepublik ein gewisser<br />
Spielraum bestehen, einen etwas höheren Kohlendioxidanteil für eine Einspeisung<br />
in das Erdgasnetz zu tolerieren. Dabei geht es in erster Linie darum, die Reserven, die<br />
sich aufgrund einer Durchmischung in den Erdgasleitungen ergeben, stärker zu berücksichtigen.<br />
75
Quellen<br />
76<br />
Quellen<br />
Act Energy (2002)<br />
Act Energy – Aktionsgemeinschaft Regenerative <strong>Energie</strong> e.V.: Biogaseinspeisung ins<br />
Erdgasnetz – Technik, Wirtschaftlichkeit und CO2-Einsparungen, Vortrag am 25.11.2002<br />
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Institut für Agrartechnik Bornim e.V. (ATB): Biogas und <strong>Energie</strong>landwirtschaft - Potenzial,<br />
Nutzung, Grünes Gas, Ökologie und Ökonomie. Bornimer Agrartechnische Berichte, Heft<br />
32, Potsdam-Bornim 2002<br />
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Bach (2002)<br />
Bach, Steffen: Biogas auch in das Erdgasnetz einspeisen. In: Agrarzeitung Ernährungsdienst<br />
vom 23. März 2003<br />
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durch Nova <strong>Energie</strong>, Tänikon, Schlussbericht September 1997<br />
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Boback, Ralf: Gasaufbereitung mittels Tieftemperaturrektifikation“, Vortrag im Rahmen<br />
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Dumsch, C, Tentscher, W.: Vergleichende Öko- und <strong>Energie</strong>bilanzen von Grünem Gas,<br />
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Bundesamt für <strong>Energie</strong> Schweiz: Salat im Tank - Migros-Lastwagen fahren mit Biogas.<br />
Und Sie ? Broschüre <strong>der</strong> Informationsstelle Biomasse, April 2002<br />
EnWG (1998)<br />
Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (<strong>Energie</strong>wirtschaftsgesetz – EnWG),<br />
Berlin, 24. April 1998<br />
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Friedrichs, Gregor: Biogas - Möglichkeiten und Voraussetzungen <strong>der</strong> Einspeisung in die<br />
Netze <strong>der</strong> öffentlichen Gasversorgung, in: GWF Gas – Erdgas, Heft 144 (2003), S. 59 ff.<br />
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Fachverband Biogas e.V.: Gesetz über den Vorrang für Gas aus erneuerbaren <strong>Energie</strong>n<br />
(GEG), Entwurf vom 04. April 2001, Freising<br />
Jansson (2002)<br />
Jansson, Morgan: Water scrubber technique for biogas purification to vehicle fuel, Vortrag<br />
auf <strong>der</strong> Tagung „Biogas und <strong>Energie</strong>landwirtschaft – Potenzial, Nutzung, Grünes Gas,<br />
Ökonomie, Ökologie“ in Potsdam, November 2002<br />
Jensen (2002)<br />
Jensen, Jan K., Jensen, Anker B.: Biogas and Natural Gas - Fuel Mixture for the Future,<br />
Hörsholm DK, 2002<br />
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Jönsson, Owe u. a.: Biogas Feeding to the Natural Gas Grid and digestate use in the<br />
Swedish Biogas Plant of Laholm, Malmö 2002<br />
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Muche, H. et al: Biogas-Entschwefelung - Möglichkeiten und Grenzen in „Technik anaerober<br />
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DFG an <strong>der</strong> Technischen Universität Hamburg-Harburg in Zusammenarbeit mit dem Forschungsausschuss<br />
Biotechnologie <strong>der</strong> DECHEMA e. V., Hamburg 1998 (ISBN 3-926959-<br />
95-9)<br />
77
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Quellen<br />
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in: „Das Gas- und Wasserfach / Gas-Erdgas“, 1982, Heft 3, S. 99 ff.<br />
Reher (2003)<br />
Reher, Sven: „Kraftstoffe aus Biogas – Technik, Qualität. Praxisbeispiele“, Vortrag im<br />
Rahmen des FNR-Workshops „Aufbereitung von Biogas“ am 17.6.2003 in Braunschweig<br />
Schulte-Schulze Berndt (2003)<br />
Schulte-Schulze Berndt, Alfons: Gasaufbereitung mittels Druckwechseladsorption“, Vortrag<br />
im Rahmen des FNR-Workshops „Aufbereitung von Biogas“ am 17.6.2003 in Braunschweig<br />
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Schweigkofler, M; Niessner, R.: Optimierung des Deponiebetriebes unter beson<strong>der</strong>er Berücksichtigung<br />
des siliziumhaltigen Gas-/Partikelanteils im Deponiegas, Institut für Wasserchemie<br />
und chemische Balneologie an <strong>der</strong> TU München, Kurzbericht über das Bay-<br />
FORREST-Forschungsvorhaben F162, München 2002<br />
SGC (2001)<br />
Swedish Gas Center (SGC) u. a.: Adding gas from biomass to the gas grid, published extended<br />
summary, EU-Projekt, Report SGC 118, ISSN 1102-7371, ISRN SGC-R-118-SE<br />
Staiß (2003)<br />
Staiß, Frithjof: Jahrbuch Erneuerbare <strong>Energie</strong>n, Radebeul 2003<br />
Stricker, Matthias: Einspeisung von Biogas aus <strong>der</strong> Sicht eines Erdgasnetzbetreibers. In:<br />
Gülzower Fachgespräche, Band 21: Workshop „Aufbereitung von Biogas“ 17./18. Juni<br />
2003, Hrsg. Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe<br />
Tagesspiegel (2001)
Quellen<br />
Köpke, Ralf: Strom und Wärme aus nachfließenden Rohstoffen – Diskussion um Gaseinspeisung<br />
ins Netz. In: Der Tagesspiegel vom 11. Juli 2001, S. 28<br />
Tentscher (2001a)<br />
Tentscher, Wolfgang: Der grüne Teil des fossilen Gasrechts – unverzichtbar und erneuerbar.<br />
Beantwortung <strong>der</strong> Fragen zur Erneuerbaren <strong>Energie</strong> in <strong>der</strong> Sachverständigen-<br />
Anhörung zum Gesetzentwurf <strong>der</strong> Bundesregierung (Entwurf eines ersten Gesetzes zur<br />
Än<strong>der</strong>ung des Gesetzes zur Neuregelung des <strong>Energie</strong>wirtschaftsrechtes) am 24.09.2001<br />
in Berlin<br />
Tentscher (2001b)<br />
Tentscher, Wolfgang: Mikro-Power vom Bauernhof. Grünes Gas statt Gelber Strom. In:<br />
energie pflanzen, Heft IV 2001<br />
Tentscher (2001c)<br />
Tentscher, Wolfgang: Biogas im <strong>Energie</strong>mix, Brennstoff für virtuelle Kraftwerke, in: Medenbach<br />
M. C. (Hrsg.): Erneuerbare <strong>Energie</strong> in <strong>der</strong> Land(wirt)schaft 2001, Zeven S. 34-53<br />
Tentscher (2002a)<br />
Tentscher, Wolfgang: Biogas in the internal market of gas. Compensation for Biogas injected<br />
into the Gas Grid. New Possibilities, Vortrag, European Conference and Technology<br />
Exhibition on Biomass for Energy, Industry and Climate Protection, Amsterdam,<br />
21.6.2002.<br />
Tentscher (2002b)<br />
Tentscher, Wolfgang: Was brauchen wir zur Reinigung/Aufbereitung von Biogas zu Erdgasqualität?<br />
Vortrag auf <strong>der</strong> 11. Jahrestagung des Fachverbandes Biogas e.V. vom 29.-<br />
31. Januar 2002 in Borken<br />
Tentscher (2002c)<br />
Tentscher, Wolfgang: Vergütete Biogaseinspeisung ins öffentliche Erdgasnetz. Vortrag<br />
auf dem 5. Glücksburger Biomasse-Forum am 11./12. März 2003 in Glücksburg<br />
Tentscher (2003)<br />
Tentscher, Wolfgang: Gasaufbereitung mittels nasser Gaswäsche in Schweden“, Vortrag<br />
im Rahmen des FNR-Workshops „Aufbereitung von Biogas“ in Braunschweig am 17.6.03<br />
UmweltMagazin (2002)<br />
Interview mit Dipl.-Ing. Peter Schrum (Unternehmen 3 Biotech Energy AG): Biogas im<br />
Erdgasnetz. In: UmweltMagazin September 2002<br />
VV Erdgas II (2002)<br />
79
80<br />
Quellen<br />
Verbändevereinbarung zum Netzzugang bei Erdgas (VV Erdgas II) zwischen den Verbänden<br />
BDI (Berlin), VIK (Essen), BGW (Berlin) und VKU (Köln) vom 3. Mai 2002<br />
Weber (1998a)<br />
Weber, Jean-Claude und Zeller, Urs: Kompogas im Erdgasnetz – Neue Wege zur Erschließung<br />
des Treibstoffmarktes. In: Gas, Heft 4/1998<br />
Weber (1998b)<br />
Weber, Jean-Claude: Biogaseinspeisung ins öffentliche Erdgasnetz am Beispiel <strong>der</strong> Kompogaseinspeisung<br />
Samstagern, in: gwa, Heft 2/98, Zürich 1998<br />
Weiland (2003)<br />
Weiland, Peter: Notwendigkeit <strong>der</strong> Biogasaufbereitung, Ansprüche einzelner Nutzungsrouten<br />
und Stand <strong>der</strong> Technik, Vortrag im Rahmen des FNR-Workshops „Aufbereitung<br />
von Biogas“ am 17.6.2003 in Braunschweig<br />
Wellinger (1991)<br />
Wellinger, Artur (Hrsg.): Biogas Handbuch. Grundlagen – Planung – Betrieb landwirtschaftlicher<br />
Biogasanlagen. Zürich 1991<br />
Wellinger (1998)<br />
Wellinger, A.; Lindberg, A.: Biogas upgrading and utilization, IEA Bioenergy Task 24: Energy<br />
from biological conversion of organic waste.<br />
Wietschel (2002)<br />
Wietschel, Jens: Regenerative <strong>Energie</strong>träger. Der Beitrag und die För<strong>der</strong>ung regenerativer<br />
<strong>Energie</strong>träger im Rahmen einer nachhaltigen <strong>Energie</strong>versorgung. Landsberg 2002<br />
ZNER (2000)<br />
Entwurf: Erstes Gesetz zur Än<strong>der</strong>ung des Gesetzes zur Neuregelung des <strong>Energie</strong>wirtschaftsrechtes.<br />
Heft 3, Dezember 2000, S. 224 ff.
Anhang I<br />
Anhang I<br />
Kenndaten und Richtwerte für die Gasbeschaffenheit von methanreichen Gasen nach<br />
[DVGW (2000)]<br />
Brenntechnische Kenndaten<br />
Bezeichnung Einheit Gruppe L Gruppe H<br />
Wobbe-Index (Ws,n)<br />
Gesamtbereich kWh/m³ 10,5 bis 13,0 12,8 bis 15,7<br />
Nennwert kWh/m³<br />
MJ/m³<br />
Schwankungsbereich im<br />
örtlichen Versorgungsgebiet<br />
Brennwert (Hs,n) kWh/m³<br />
MJ/m³<br />
MJ/m³ 37,8 bis 46,8 46,1 bis 56,5<br />
12,4<br />
44,6<br />
15,0<br />
54,0<br />
kWh/m³ + 0,6 + 0,7<br />
- 1,4 - 1,4<br />
8,4 bis 13,1<br />
30,2 bis 47,2<br />
Relative Dichte 0,55 bis 0,75<br />
Anschlussdruck Gesamtbereich<br />
Nennwert<br />
(pn = 1013,25 hPa, Tn = 273,15 K)<br />
mbar<br />
mbar<br />
Gasbegleitstoffe Richtwerte maximal<br />
Kohlenwasserstoff: Kondensationspunkt °C Bodentemperatur<br />
Wasser: Taupunkt °C Bodentemperatur<br />
Nebel, Staub, Flüssigkeit technisch frei<br />
Sauerstoff-Volumenanteil<br />
in trockenen Verteilungsnetzen<br />
in feuchten Verteilungsnetzen<br />
Gesamtschwefel<br />
Jahresmittelwert (ohne Odoriermittel)<br />
kurzzeitig<br />
Mercaptanschwefel<br />
kurzzeitig<br />
Schwefelwasserstoff<br />
in Ausnahmefällen kurzzeitig<br />
95 Dieser Wert gilt ab 01.10.2001<br />
%<br />
%<br />
mg/m³<br />
mg/m³<br />
mg/m³<br />
mg/m³<br />
mg/m³<br />
mg/m³<br />
18 bis 24<br />
20<br />
}<br />
3<br />
0,5<br />
30 95<br />
150<br />
6<br />
16<br />
5<br />
10<br />
beim<br />
jeweiligen<br />
Leitungsdruck<br />
81
Anhang II<br />
Angebot des Anbieters 1<br />
82<br />
Anhang II
Anhang II<br />
Angebot des Anbieters 2<br />
83
84<br />
Anhang II
Anhang II<br />
85
86<br />
Anhang II<br />
Angaben des Anbieters 3 vom 26.8.2004, die mit als Grundlage herangezogen worden<br />
sind<br />
Richtpreise für Biogasaufbereitungsanlagen<br />
Spezifische Kosten <strong>der</strong> Biogasaufbereitung
Anhang II<br />
Angaben des Anbieters 4<br />
Durchsatz Rohgas<br />
(Nm³/h) 50 100 150 200 400 600 1500<br />
Anlagentyp<br />
Investitionen<br />
DW DW DW DW DW DW DW<br />
Angebotspreis € 460.000 580.000 745.000 760.000 1.250.000<br />
Container/bauliche<br />
nicht<br />
nicht nicht<br />
Hülle €<br />
enth.<br />
enth. enth.<br />
Aufstellung vor Ort € enth. enth. enth.<br />
Inbetriebnahme € 17400 40.900 51.100 51.100 61.100<br />
Übergabestation in<br />
nicht<br />
nicht nicht<br />
das Erdgasnetz €<br />
enth.<br />
enth. enth.<br />
SUMME Invest € 0 477.400 0 620.900 796.100 811.100 1.311.100<br />
Betriebskosten<br />
Personal und Instandhaltung<br />
Personalkosten €/a 6800 7.300 7.700 7.700 9.000<br />
Betrieb und Instandhaltung<br />
€/a 11200 11.700 14.900 15.200 25.000<br />
SUMME €/a 0 18.000 0 19.000 22.600 22.900 34.000<br />
Dies ist die ursprüngliche Aufstellung des Anbieters 4. Die in Kapitel 6 enthaltenen Aufstellungen<br />
sind mit Einbeziehung von Kosten für Container und Biofilter.<br />
87
Anhang III<br />
88<br />
Institution Adresse Ansprechpartner Bemerkungen<br />
Verbände/Vereine Biogas<br />
Bundesverband Biogene Kraftstoffe<br />
e.V.<br />
Arnswaldtstraße 18<br />
30159 Hannover<br />
Danish Gas Technology Centre Dr. Neergaards Vej 5B<br />
DK- 2970 Hörsholm<br />
Denmark<br />
Fachverband Biogas e.V. Angerbrunnenstraße 12<br />
85356 Freising<br />
Naturgas Midt Nord<br />
Svenskt Gastekniskt Center AB<br />
(Swedish Gas Centre)<br />
Vognmagervej 14<br />
DK-8800 Viborg,<br />
Denmark<br />
Nobelvägen 66<br />
21215 Malmö<br />
The Danish Energy Authority Amaliegade 44<br />
DK-1256 Copenhagen<br />
Denmark<br />
0511 / 2352003<br />
info@biokraftstoffe.org<br />
Dr. G. Friedrichs<br />
Tel.: 0171 / 9368262<br />
ghjcce@aol.com<br />
Jan K. Jensen<br />
jkj@dgc.dk<br />
Jan de Witt<br />
jdw@dgc.dk<br />
Tel.: 08161 / 984660<br />
info@biogas.org<br />
Anker B. Jensen<br />
johan.rietz@sgc.se (Leiter)<br />
Owe Jönsson<br />
owe.jonsson@sgc.se<br />
0046-40 24 43 12<br />
0045 33926700<br />
ens@ens.dk<br />
Mr. Soeren Tafdrup<br />
Mr. Henrik Flyver<br />
Anhang III<br />
DGC hat Untersuchungen über Biogasaufbereitung zur<br />
Einspeisung ins Gasnetz durchgeführt, keine konkreten<br />
Projekte zurzeit.<br />
Vorsitzen<strong>der</strong> <strong>der</strong> AG Biogaseinspeisung des FV Biogas<br />
ist W. Tentscher<br />
SGC hat eine große Biogasaufbereitungsanlage mit Einspeisung<br />
in Betrieb genommen, 2 weitere in Planung<br />
Marktpreise für aufbereitetes Gas: 0,7 €/m 3<br />
Aufbereitungskosten: 10 bis 40 Cent/m 3<br />
Größenordnung nach Ansicht J. ausschlaggebend,<br />
Schätzung: Aufbereitungskosten < 20 €/m 3 erreichbar in<br />
Anlagen mit Rohgas–Kapazität von 300-500 m 3 /h (2-4<br />
MW)<br />
Nachfrage per E-Mail am 27.02.2003
Anhang III<br />
Verbände/Vereine Abwasser<br />
Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft,<br />
Abwasser und Abfall<br />
e.V.<br />
ATV-DVWK<br />
DVGW- Hauptgeschäftsführung<br />
Bereich Gasverwendung<br />
Theodor-Heuss-Allee 17<br />
53773 Hennef<br />
Josef-Wirmer-Str.1-3<br />
53123 Bonn<br />
Matthias Böhm<br />
Tel.: 02242 / 872 132<br />
boehm@atv.de<br />
Uwe Klaas<br />
Tel.: 0228 / 9188-0<br />
klaas@dvgw.de<br />
(Dr. G. Friedrichs, s. o.)<br />
Emscher-Genossenschaft Essen Hr. Rossol<br />
Abt. Abwasser<br />
Tel.: 0201 /104 – 2480<br />
Niersverband Am Niersverband 10<br />
41747 Viersen<br />
Hr. Reichert<br />
02162/3704-310<br />
Niersverband@megabit.net<br />
Herr Tschöpe<br />
02162-3704-325<br />
Ruhr-Verband, Essen Hr. Rehmer<br />
Hauptabteilung Abwasser Abteilung<br />
A1 / Arnsberg<br />
Tel.: 02931 / 55 10<br />
Wupper-Verband Untere Lichtenplatzer<br />
Straße 100<br />
42289 Wuppertal<br />
bk@wupperverband.de<br />
Karl Böcker<br />
0202/583-0<br />
Machbarkeitsstudie für Projekt zur Biogaseinspeisung<br />
liegt vor,<br />
14.4.03: In <strong>der</strong> 16. KW wurde beschlossen, das Projekt<br />
zu realisieren. R. hält uns auf dem Laufenden.<br />
Niersverband hat von 1981 bis 1996 Biogasanlage mit<br />
Einspeisung betrieben. Unterlagen liegen vor<br />
Einspeisung ins Erdgasnetz nach Einschätzung von R.<br />
zu teuer<br />
Nach Einschätzung von B. ist Biogas-Verstromung im<br />
BHKW die wirtschaftlichste Nutzungsmöglichkeit<br />
89
<strong>Energie</strong>versorgungsunternehmen<br />
envia Mitteldeutsche <strong>Energie</strong> AG Chemnitztalstraße 13<br />
09114 Chemnitz<br />
Erdgas Südbayern Ungsteiner Straße 31<br />
81539 München<br />
Erdgas Zürich Beatenplatz 2<br />
Postfach<br />
8023 Zürich<br />
Schleswag Kieler Straße 19<br />
24768 Rendsburg<br />
Stadtwerke Emden GmbH Martin-Faber-Straße 11<br />
26725 Emden<br />
90<br />
Karl-Heinz Dittrich<br />
Tel: 0371 / 482 – 0<br />
Hr. Sixt<br />
Tel.: 089 / 68003 - 448<br />
Marlis Düring<br />
012162509<br />
energie@erdgaszuerich.ch<br />
Hr. Gieseke<br />
Tel.: 04331 / 18 - 2592<br />
Rudolf Klug<br />
r.klug@Stadtwerke-Emden.de<br />
04921 / 83-211<br />
Stadtwerke Hannover Hannover Hr. Wöhler<br />
Tel.: 0511 / 430 – 1939<br />
Stadtwerke Linköping P.O. Box 1500<br />
SE-58115 Linköping<br />
Sydgas AB<br />
205 09 Malmö<br />
Sweden<br />
Bertil Carlson<br />
0046 – 13 - 208104<br />
Bertil.Carlson@tekniskaverken.se<br />
Staffan Ivarsson<br />
+46 40 244713<br />
staffan.ivarsson@sydkraft.se<br />
Anhang III<br />
Zurzeit Verhandlungen bzgl. Realisierung einer Biogas-<br />
Einspeisung, Realisierung noch unsicher, NF in <strong>der</strong> 16.<br />
KW (Tel. am 31.1.2003)<br />
Diverse Projekte zu Biogasaufbereitung (Kompogas)<br />
realisiert<br />
Schleswag betreibt keine Anlagen zur Biogaseinspeisung<br />
(Tel. am 31.1.2003)<br />
Holz-HKW, Fertigstellung bis Ende 2004, Finanzierung<br />
maßgeblich durch E.ON + EWE, Wärme-Einspeisung in<br />
das vorhandene FW-Netz<br />
Biogaseinspeisung ist für Stadtwerke Hannover noch<br />
kein Thema (Tel. am 3.2.2003)<br />
31.3.2003: Stw. nutzen das aufbereitete Gas nur als<br />
Fahrzeugtreibstoff, einzuhalten<strong>der</strong> Standard SS<br />
155438: 97% +/- 1-2% CH4, Kosten für aufbereitetes<br />
Biogas: 22 Cent/Nm 3
Anhang III<br />
Hersteller/Ingenieurbüros<br />
Biopract GmbH Rudower Chaussee 29<br />
12489 Berlin<br />
BTA Biotechnische Abfallverwertung<br />
GmbH & Co. KG<br />
Rottmannstraße 18<br />
80333 München<br />
CarboTech Anlagenbau GmbH Am Technologiepark 1<br />
45307 Essen<br />
Cirmac International Gastreatment<br />
Technology<br />
Laan van Westenenk 501<br />
NL - 7334 DT Apeldoorn<br />
DGE Umweltschutz Verfahrens- Hufelandstr. 33<br />
technik Anlagenbau<br />
06886 Wittenberg<br />
Eco Naturgas Handels GmbH Karl-Stieler-Straße 3<br />
12167 Berlin<br />
May-Eyth-Allee 22<br />
14469 Potsdam<br />
e+k energie und konzept Max-Brauer-Allee 186<br />
22765 Hamburg<br />
Energy 21–<br />
Aktionsgemeinschaft Regenerative<br />
<strong>Energie</strong> e. V.<br />
Klessingweg 17<br />
80 997 München<br />
ENTEC Environment Technology Schilfweg 1<br />
A-6972 Fussach<br />
Österreich<br />
Dr.-Ing.: Matthias Gerhardt<br />
030-6392-6106<br />
gerhardt@biopract.de<br />
Gerd Mulert<br />
089/52046-716<br />
g.mulert@bta-technologie.de<br />
Volker Eichenlaub<br />
0201-1721635<br />
Volker.Eichenlaub@carbotech.de<br />
R. Hageman<br />
Tel: 0031 / 555340110<br />
info@cirmac.com<br />
Dr. Lothar Günther<br />
Tel. 03491/661841<br />
Dr. Wolfgang Tentscher<br />
Tel.: 030 / 79780447<br />
0175 / 5945106<br />
WTentscher@aol.com<br />
Joachim Kohrt<br />
Tel. 040/43254707<br />
energie.konzept@t-online.de<br />
Thomas Schmalschläger<br />
Tel.: 089 / 189 21 792<br />
tschmalschlaeger@energy-21.de<br />
Tobias Blasé<br />
0172 / 8166075<br />
tblase@energy-21.de<br />
0043-5578-7946<br />
entec@biogas.at<br />
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung<br />
Bisher noch keine konkrete Projektumsetzung o<strong>der</strong> Planung<br />
Hersteller von Anlagen zur Methan Erzeugung bzw. Deponiegasreinigung<br />
(ab 200 Nm 3 /h) Kooperation mit farmatic<br />
biotech energy AG<br />
Angebotsanfrage am 18.03.2003<br />
Fragebogen zurückgeschickt am 16.4.03<br />
Vertrieb von Anlagen <strong>der</strong> Firma Flotech<br />
B. hat Diplomarbeit zur Einspeisung von Biogas in das<br />
Erdgasnetz <strong>der</strong> Stadtwerke München erstellt<br />
20.3.03: Energy 21 kann Biogasanlage einschließlich<br />
Einspeisung projektieren<br />
Angebots-Anfrage 18.03.2003<br />
Angebotsanfrage 18.03.2003<br />
91
Farmatic Biotech Energy AG Kolberger Straße 13<br />
24589 Nortorf<br />
Flotech Limited Sweden Box 7018<br />
S-1747 Sundbyberg<br />
92<br />
Schweden<br />
G.A.S <strong>Energie</strong>technologie GmbH Hessenstraße 57<br />
47809 Krefeld<br />
Haase <strong>Energie</strong>technik GmbH Gadelandstraße 172<br />
22531 Neumünster<br />
Hermann Sewerin GmbH Robert-Bosch-Straße 3<br />
33334 Gütersloh<br />
IMS-Ingenieure Meschke und<br />
Schuster<br />
Grafinger Straße 26<br />
81671 München<br />
ISKA GmbH Am Erlengraben 5<br />
76725 Ettlingen<br />
Kompetenzzentrum Bioenergie<br />
e.V.<br />
Eyrather Weg 20<br />
04249 Leipzig-<br />
Knautnaundorf<br />
Herr Quade<br />
Tel: 04392 / 9177-131<br />
Dr. Zellmann<br />
(Leiter Abt. F&E)<br />
Tel.: 04392 / 9177-152<br />
Rudi Ehlers<br />
(PL Albersdorf und Schleswig)<br />
Tel.: 04392 / 9177 – 203<br />
ehlers@farmatic.com<br />
Hr. Morgan Jansson<br />
Volker Horstmann<br />
v.horstmann@g-a-s-energy.com<br />
02151-5255-275<br />
info@haase-energietechnik.de<br />
04321 / 878 -0<br />
Dr. Swen Sewerin<br />
Tel: 05241 / 934-103<br />
Swen.Severin@severin.com<br />
Dr.-Ing. Rainer Schuster<br />
089-450 886-46<br />
r.schuster@eng-ms.de<br />
Martin Schmied<br />
M.Schmied@ISKA-GmbH.de<br />
07243 / 506 425<br />
Hr. Andreas Kretschmer<br />
0341 / 4203562<br />
Anhang III<br />
Albersdorf: Versuchanlage zur Biogas-Aufbereitung,<br />
50m 3 /Std., Projektabschluss Ende 2003<br />
Schleswig: Biogasaufbereitung + Einspeisung, 400<br />
m 3 /Std., Inbetriebnahme Herbst 2004<br />
Angebots-Anfrage 18.03.2003<br />
Angebotsdaten von W. Tentscher<br />
H. hält Biogas-Verstromung im BHKW unter den gegenwärtigen<br />
Rahmenbedingungen für die wirtschaftlichere<br />
Alternative<br />
keine Projekte zur Biogasaufbereitung, befassen sich<br />
ausschließlich mit Verstromung in BHKW<br />
Anruf 31.3.2003: S. ist Messgeräte-Hersteller, z.B.<br />
Schwefelwasserstoffmessung, hat Prospekte geschickt<br />
+ möchte in Kontakt bleiben<br />
nur Biogaserzeugung und -verstromung<br />
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung
Anhang III<br />
Krieg + Fischer Ingenieure GmbH Hannah-Vogt-Straße 1<br />
37085 Göttingen<br />
Krüger A/S Sofiendalsvej 88<br />
DK-9200 Aalborg SV<br />
LIPP GmbH Anlagenbau und<br />
Umwelttechnik<br />
Denmark<br />
Friedhofstraße 36<br />
73497 Tannhausen<br />
Nova <strong>Energie</strong> GmbH Rüedimoosstraße 4<br />
CH-8355 Tänikon bei Aadorf<br />
Schweiz<br />
0551-3057432<br />
Torsten Fischer<br />
fischer@kriegfischer.de<br />
0045-98189300<br />
Herr Richter<br />
ulr@kruger.dk<br />
07964-90030<br />
www.lipp-system.de<br />
Dr. Arthur Wellinger<br />
Tel.: 0041 / 52-3683470<br />
arthur.wellinger@novaenergie.ch<br />
Kurt Egger<br />
Tel.: 0041 / 52-3680808<br />
kurt.egger@novaenergie.ch<br />
Plambeck Neue <strong>Energie</strong>n GmbH Hr. Heinsohn<br />
Tel.: 04721 / 718453<br />
RETEC GmbH Industriestraße 19<br />
47877 Willich<br />
Schauer Maschinenfabrik Passauerstraße 1<br />
A-4731 Prambachkirchen<br />
Schmack Biogas AG Am Bayernwerk 8<br />
92421 Schwandorf<br />
Schwarting Umwelt GmbH Lise-Meitner-Straße 2<br />
24941 Flensburg<br />
Alwin Beck<br />
Tel.: 02154 / 203621<br />
retec@biogas.de<br />
0043-7277-2326-30<br />
Mag. Karl-Heinz-Denk<br />
k.denk@schauer.co.at<br />
09431-7588722<br />
doris.schmack@schmack-<br />
biogas.com<br />
Matthias Wolfsen<br />
0461-9992121<br />
M.Wolfsen@schwarting-umwelt.de<br />
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung<br />
Angebotsanfrage 18.03.2003. Rückmeldung: das Unternehmen<br />
vertreibt die genannten Anlagen nicht mehr<br />
Angebotsanfrage 18.03.2003<br />
Projektleitung Kompo-Mobil I + II, Biogasnutzung in<br />
Fahrzeugen, Schweiz<br />
Angebotsanfrage 18.03.2003: Nova <strong>Energie</strong> ist ein reines<br />
Consulting-Unternehmen<br />
P. beschäftigt sich nicht mit <strong>der</strong> Biogasaufbereitung o<strong>der</strong><br />
–einspeisung<br />
Anfrage per Email am 28.1.2003<br />
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung<br />
Angebotsanfrage 18.03.2003: tel. Rückmeldung bei WS:<br />
Nicht aktiv im Bereich Biogas-Einspeisung<br />
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung<br />
93
Seaborne ERL Mooshörner Weg<br />
24811 Owschlag<br />
U.T.S. Umwelt-Technik-Süd<br />
GmbH<br />
94<br />
Steinkirchen 9<br />
84419 Obertaufkirchen<br />
Wehrle Werke AG Bismarckstraße 1-11<br />
79312 Emmerdingen<br />
(Forschungs-) Institute<br />
Institut für Agrartechnik Bornim<br />
e.V. (ATB)<br />
Institut für Siedlungswasserwirtschaft<br />
an <strong>der</strong> TU Braunschweig<br />
Max-Eyth-Allee 100<br />
14469 Potsdam<br />
Sonstige<br />
Kanzlei Becker, Büttner, Held Köpenicker Straße 9<br />
10997 Berlin<br />
RA Maslaton & Kollegen GmbH Hinrichsenstraße 16<br />
04105 Leipzig<br />
04336-9976-13<br />
Maria Schulz<br />
maria.schulz@seaborne-erl.de<br />
Adam Bürger<br />
08082-930510<br />
a.buerger@umwelt-technik-sued.de<br />
Dr. Peter Schalk<br />
07641-5850<br />
schalk@wehrle-werk.de<br />
Dr. Monika Heiermann<br />
Tel.: 0331 / 5699 – 217<br />
mheiermann@atb-potsdam.de<br />
Prof. Dr. Norbert Dichtl<br />
0531 / 391 – 7935<br />
N.Dichtl@tu-bs.de<br />
Olaf Däuper,<br />
Olaf.Däuper@bbh-berlin.de<br />
Dr. Martin Maslaton<br />
0341 / 14950 - 0<br />
Anhang III<br />
Angebotsanfrage 18.03.2003,<br />
Rückmeldung Fr. Schulz am 14.4.03: Seaborne kann<br />
keine Kosten nennen<br />
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung<br />
keine Aktivitäten im Bereich Biogas-Einspeisung<br />
rechtliche Voraussetzungen für Biogaseinspeisung<br />
Netzanschluss für Biogasanlagen