bioerdgas regenerative energie mit zukunft

Bioerdgas: Regenerative Energie mit ZukunftBioerdgas: Regenerative Energie mit ZukunftStandortbestimmung für Energieversorger

Ausgabe April 2007

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InhaltImpressum

1. Aktueller Stand / Situationsanalyse 4

1.1 Allgemeine Rahmenbedingungen 4 1.2 Biogas/Bioerdgas aus Sicht der Energieversorgungsunternehmen (EVU) 5 1.3 Nutzung von Biogas 6 1.4 Geschäftsmodelle für EVU 8

2. Biogas/Bioerdgas: Die Prozesskette 9 von der Erzeugung bis zur Einspeisung

2.1 Biogas-Erzeugung 9 2.2 Biogas-Aufbereitung 11 2.3 Biogas-Einspeisung 16

3. Transport und Vermarktung von Bioerdgas 19

3.1 Eckpunkte eines Bioerdgas-Liefervertrages 20 3.2 Anforderungen aus der Gasnetzzugangsverordnung 20 3.3 Risikobetrachtung 21 3.4 Kosten und Erlöse 22

4. Einsatz von Bioerdgas 23

4.1 Einsatz zur Wärmeerzeugung 23 4.2 Einsatz in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) 23 4.3 Einsatz in Kraftfahrzeugen (Kfz) 29 5. Fazit: Standortbestimmung 30

6. Eine Auswahl aktueller Projektbeispiele 31

7. Unternehmen im Bereich Biogas/ 38 Bioerdgaseinspeisung

Herausgeber:ASUE Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V.Bismarckstraße 16, 67655 KaiserslauternTelefon 06 31/3 60 90 [email protected], www.asue.de

Bearbeitung: ASUE Arbeitskreis „Erdgas und Umwelt“insbesondere:Dr. Hartmut Hechler, MünchenDieter Vass-Wolff, BonnBernd Utesch, Kaiserslauternsowie:Admir Hadzikadunic, München Dr. Matthias Hansch, Essen/DorstenDr. Jörg Heinen, EssenHardy Fiedler, MünchenDr. Klaus-Robert Kabelitz, EssenMichael Koschowitz, EssenChristoph Langel, DüsseldorfStefan Obermaier, Potsdam Georg Radlinger, Augsburg Dr. Alfons Schulte-Schulze Berndt, Essen Dr. Andreas Seebach, München Dr. Wolfgang Tentscher, BerlinPeter Uhl, Hamburg

Wir bedanken uns für die Bearbeitung rechtlicher Fragen bei Dr. Antje Kanngießer, Schnutenhaus & Kollegen, Berlin

VertriebVerlag Rationeller ErdgaseinsatzPostfach 254767613 KaiserslauternTelefax: 0631 / 360 90 71

Bioerdgas - StandortbestimmungBestellnummer: 07 04 07 Schutzgebühr: 4,00 �Stand: April 2007

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Biogas lässt sich mit einer entsprechen-den Aufbereitung auf Erdgasqualität (Bioerdgas oder Biomethan genannt) veredeln und in vorhandene Erdgasnet-ze einspeisen. Das ist eine besonders rationelle Möglichkeit, regenerative En-ergien zu nutzen. Im Gegensatz zu ver-schiedenen anderen erneuerbaren En-ergien lässt sich Bioerdgas gut spei-chern, dem Bedarf entsprechend einset-zen und umweltschonend über das be-stehende Erdgasnetz zum Nutzer trans-portieren. Bei der Verbrennung von Bio-erdgas wird nur so viel Kohlendioxid freigesetzt, wie die zu ihrer Herstellung genutzte Biomasse zuvor der Atmosphä-re entzogen hat. Allerdings ist sowohl die Düngung als auch der Transport der Biomasse mit Emissionen verbunden.

Die Nutzung von Bioerdgas über das Erdgasnetz stellt besondere Anforderun-gen. Bioerdgas kann nicht an beliebi-gen Stellen eingespeist werden. Aufbe-reitungsanlagen mit kleinen Durchsatz-mengen sind wirtschaftlich nicht dar-stellbar. Für Energieversorgungsunter-nehmen (EVU) kommt es darauf an, Chancen und Risiken eines Engage-ments abzuwägen und eine fundierte Entscheidungsgrundlage zu gewinnen. Das erfordert u. a. die Suche nach ge-eigneten Partnern (Know-how, Erfahrun-gen, technische Kompetenz usw.) und die sorgfältige Planung von Projekten. Die vorliegende Broschüre soll eine Hil-fe bei der Standortbestimmung zum Thema Bioerdgas für EVU sein und bei der Auseinandersetzung mit dem The-ma sowie bei der Entscheidungsfi ndung helfen. Im Vordergrund steht die Ein-speisung von Bioerdgas in das Gas-netz, da hier die Herausforderungen am größten sind.

Hinweis: Zahlreiche Fragestellungen im Umfeld der Bioerdgasnutzung sind im Fluss und zum Teil noch ungeklärt. Die vorliegende Broschüre versucht den Ein-stieg in das Thema zu erleichtern. Eine Haftung oder Garantie für die Aktuali-tät, Richtigkeit und Vollständigkeit der zur Verfügung gestellten Informationen und Daten ist daher ausgeschlossen.

Vorwort

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1 Aktueller Stand / Situationsanalyse

1.1 Allgemeine Rahmenbedingungen

• Die Nutzung von Biogas ist ein aktuelles und zukunftsweisendes Thema.

• Politische/gesetzliche Rahmenbedingungen begünstigen die Nutzung von Biogas:

- Erneuerbare Energien/nachwachsende Rohstoffe (NawaRo) werden positiv beurteilt

- Vergütung nach dem Erneuerbare Energien-Gesetz (EEG) für Strom aus Biomasse

- Unterstützung durch Gesetze und Verordnungen

• Die Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität ist technisch möglich.

• Senkung der Importabhängigkeit bei der Energieversorgung, Deckung des Ener-giebedarfs aus regionalen Quellen. Die Umstrukturierung bisheriger Subventio-nen für die Landwirtschaft in Europa ist politisch gewünscht.

1.1.1 Politische Rahmenbedingungen• Das EEG fördert die Verstromung (Vergütung ist für 20 Jahre zugesichert, Abnah-

mepfl icht der Stromversorger).

• Der Biomasse-Aktionsplan für Deutschland vom BMU wird erwartet.

• Koalitionsvereinbarung vom 11.11.05: Anteil erneuerbarer Energie an Stromer-zeugung: 20 % in 2020

• Keine gesetzliche Einspeisevergütung für Bioerdgas.

• Das Energiewirtschaftsgesetz, das Energiesteuergesetz, das EEG, die Biomas-severordnung, die Gasnetzzugangsverordnung und Gasnetzentgeltverordnung sowie die DVGW-Arbeitsblätter G 260, 262, 280, 685 bilden die rechtliche und technische Grundlage für die Einspeisung von Bioerdgas ins Erdgasnetz und seinen Vertrieb.

1.1.2 Studie „Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse“• Das Wuppertal Institut hat zusammen mit anderen Forschungsinstituten im Auf-

trag von BGW und DVGW eine Studie durchgeführt. Demnach könnte bis 2030 bis zu 100 Mrd. kWh/a Bioerdgas erzeugt werden (10 % des Erdgasabsatzes von 2005 p.a.). Die Produktionskosten von Bioerdgas liegen derzeit im Vergleich zu den Erdgasimportpreisen sehr hoch.

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Für Erdgasversorger ist die Biogasnut-zung ein aktuelles Thema. Die Verbin-dung mit regenerativer Energie bietet die Möglichkeit einer Imagestärkung des Kernproduktes Erdgas und des Un-ternehmens (Kundenbindung). Die Ver-marktung von Bioerdgas stellt eine inter-essante Bereicherung des Produktportfo-lios von Energiehandelsunternehmen dar. In das Erdgasnetz eingespeiste Bioerdgas-Mengen können die Reich-weite von Erdgas verlängern und stär-ken den Nutzen des bestehenden Erd-gasnetzes auf lange Zeit.

Jahr 2000

Energiebedarf Deutschland

Effizienzsteigerung u.a. durch Einsatzvon Erdgas-Brennwerttechnik

ZeitVerstärkte Nutzung erneuerbarer Energien,

z.B. Bioerdgas

1.2 Biogas/Bioerdgas aus Sicht der Energieversorgungsunternehmen

Abbildung 1: Politisches Ziel Senkung des Energiebedarfs in Deutsch-land durch Steigerung der Energieeffi zienz und Ausbau der Nutzung von erneuerbaren Energien, z.B. Bioerdgas (qualitative Darstellung)

Begriffe

„Biogas“ oder „Roh-Biogas“:

• entsteht aus dem Ab-bau von organischen Stoffen unter Luftab-schluss (anaerob)

• ein Mischgas, dessen Hauptkomponenten Methan und CO2 sind (bei fermentativer Ent-stehung)

• leichter als Luft

„Bioerdgas“ oder „Biomethan“:

• aufbereitetes Biogas mit Erdgasqualität

• der Methananteil liegt bei > 96 %

• Bioerdgas ist ein Produkt-/Vertriebs-name

Erdgas und Biogas - viele GemeinsamkeitenErdgas und Biogas haben viele Ge-meinsamkeiten. Beide Gase sind Natur-stoffe und entstehen aus organischen Stoffen unter Luftabschluss. Erdgas ist vor ungefähr 600 Millionen Jahren ent-standen. Durch abgestorbene Kleinor-ganismen, Plankton und Algen, die sich auf dem Grund der Ozeane ablagerten und die von Gesteins- und Erdschichten überdeckt wurden, begann unter Luftab-schluss und hohem Druck ein chemischer Prozess, der über Jahrmillionen die organischen Substanzen in gasförmige Kohlenwasserstoffe, also das jetzige Erdgas, umwandelte.

(Quelle: BEB Erdgas und Erdöl)

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Weg 1: Verwertung von Biogas zur Stromerzeugung am Standort, evtl. mit Nah wärmeleitung zu WärmeabnehmernDie Zahl dieser Anlagen nimmt stark zu, 2005 sind rund 700 Biogasanlagen er-richtet worden. In Deutschland gab es in 2006 ca. 3.500 Biogasanlagen (100 kWel2006 ca. 3.500 Biogasanlagen (100 kWel2006 ca. 3.500 Biogasanlagen (100 kWbis 2 MWelbis 2 MWelbis 2 MW ) zur Direktverstromung. Betrei-ber sind in der Regel Landwirte. Zuneh-mend werden jedoch auch anderen Mo-delle umgesetzt, um Anlagen zu fi nanzie-ren und zu betreiben (z.B. Investorengrup-pen, Gründung von Betreibergesellschaften, Beteiligung von Agrargenossenschaften o.ä., Einbeziehung von EVU).

1.3 Nutzung von Biogas

KraftstoffWärme

Wärme

Strom Wärme

HoheEnergieeffizienz

HoheEnergieeffizienz

Kraftstoff

Strom*

Strom*

Wärme

Biogas

KWK-Anlage

(lokal)

KWK-Anlage

KWK-Anlage

2Transport über Biogasleitung

zu Ort mit Wärmebedarfin der Nähe

1Verwertung zur Stromerzeugung

am Standort

3Aufbereitung

und Einspeisung ins Erdgasnetz

Aufbereitung

Bioerdgas

Einspeisung ins Erdgasnetz

* Vergütung nach EEG

Wärmebedarfvor Ort oft zu

gering oder garnicht vorhanden

Abbildung 2: Prinzipielle Möglichkeiten der Nutzung von Biogas

Für EVU gibt es mehrere Optionen, Biogas bzw. Bioerdgas zu nutzen.Die Verwertung von Biogas am Standort - im Wesentlichen zur Stromprodukti-on - entspricht dem Stand der Technik. Allerdings kann die dabei erzeugte Wärme oft nicht vollständig genutzt werden. Durch die Einspeisung von Bio-erdgas ins Erdgasnetz wird meist eine höhere Energieeffi zienz erzielt.

Wärme-speicher

ÖffentlichesStromnetz

Zwischen-speicher

Fermenter Vergorene Gülle

Kofermente,nachwachsende

Rohstoffe

Misch-behälter

Aufbereitung landwirt-schaftliche Verwertung

Gewächshaus

Wohnhaus

Nahwärme

Stall Biogas

Wärme Strom

Gülle

BHKWBlockheiz-kraftwerk

Abbildung 3: Aufbau einer Biogasanlage - ohne Einspeisung ins Erdgasnetz (Quelle: biogasnrw)

Es gibt grundsätzlich drei Wege der Biogas-Nutzung zur Strom-/Wärmeerzeugung:

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Biogasproduzent

EVUBiogas-Leitung

Biogasanlage

Strom Wärme

Biogas-BHKW

Erdgasnetz

Einspeisung

Biogas-Aufbereitung

Biogas-Produktion

Biomasse-Transport

Abbildung 4 : Transport von Biogas zu Orten mit Wärmebedarf (nach erdgas schwaben)

Abbildung 5 : Einspeisung von Bioerdgas ins Erdgasnetz, Verwendungsmöglichkeiten

• Die spezifi schen Kosten für die Aufbe-reitung von Biogas steigen bei niedri-gem Biogasdurchsatz deutlich an. Die Aufbereitung und damit die Einspei-sung sind daher nur mit ausreichend großem Gasdurchsatz wirtschaftlich realisierbar (siehe Seite 15).

Der Nutzung von Bioerdgas besteht im Wesentlichen aus folgenden Bausteinen:

ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Einspeisung

Transport undVermarktung

Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz

Einsatz in Wärme-erzeuger

Weg 2: Transport von Biogas über spezielle Gasleitung zu geeignetem KWK-StandortÜber eine Rohrleitung wird Biogas zu Or-ten mit ausreichendem Wärmebedarf transportiert. Der Vorteil dieses Weges: Die Qualitätsansprüche und der Aufwand für die Aufbereitung sind geringer als bei der Einspeisung ins Erdgasnetz. Sie ent-sprechen den Aufbereitungsanforderun-gen für die Verstromung vor Ort. Hier ist die direkte Kopplung zwischen der Erzeu-gungsleistung der Biogasanlage und der Feuerungsleistung der KWK-Anlage zu bedenken. Außerdem ist zu beachten, dass je nach Witterung und Biogasanla-gentyp bis zu 15 % der im KWK-Prozess entstehenden Wärme als Prozesswärme für die Biogasanlage benötigt wird. Die Biogasleitung kann - wie im Fall der Ab-bildung 4 - durch ein EVU betrieben wer-den.

Weg 3: Aufbereitung zu Bioerdgas und Einspeisung ins Erdgasnetz Verteilung von Bioerdgas über das Erd-gasnetz: Erzeugung von Strom und Wärme in KWK-Anlagen, Einsatz als Kraftstoff, evtl. Einsatz in Wärmeerzeu-gern. Der Vorteil: Die im Biogas enthal-tene Energie kann weitestgehend ge-nutzt werden. Der Strom aus den KWK-Anlagen wird nach dem EEG vergütet. Durch die jährliche Bilanzierung von ein- und ausgespeister Bioerdgas-Men-ge sowie durch die Option der Spei-cherung kann eine Entkopplung zwi-schen Bioerdgaserzeugung und -nut-zung entstehen. Es besteht die Möglich-keit des wärmegeführten Betriebes.

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ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Einsatz in KWK

Landwirt Kooperation Landwirt und EVU

ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Einspeisung


Einsatz in KWK

Landwirt Betriebsgesellschaft(EVU und Weitere)

EVU Betreiber der KWK-Anlage: EVU (z.B. als Contractor)oder Sondervertrags-

kunde

Logistik Biomasse

Anbau und Anlieferung der biologischen Rohstoffe

Rücktransport und Verwertung des Gärsubstrates

Agrargenossenschaft

Sicherung einer langfristigenBiomasselieferung

logistische Unterstützung bei der Biomassezulieferung und

der Gärsubstatrückführung

EVU

Betrieb der Biogasanlage und der Gasaufbereitung

Einspeisung des Bioerdgasin ein Erdgasnetz

Akquise von BHKW-Standortenmit hoher Wärmesenke

1.4 Geschäftsmodelle für EVU

Zukünftig ist mit einem Wettbewerb um die Ressource Biomasse zu rechnen. Es sind Maßnahmen zur langfristigen Sicherung der Ressource für die Verwendung in Biogasanlagen zu treffen. Landwirte wollen oft nicht „nur“ Rohstoffl ieferant sein. Hier machen Kooperationen zwischen Landwirten und EVU Sinn. Folgende Modelle sind lediglich Beispiele für eine Zusammenarbeit der Partner.

Abbildung 6: Beispiel - Aufgaben im Rahmen einer Kooperation (Quelle: STAWAG)

Einspeisung ins Erdgasnetz - KooperationsmodellDirektverstromung - Kooperationsmodell

Durch eine Kooperation können sich die Kom-petenzen ergänzen: z. B. Landwirt (Erzeugung Biomasse), EVU (Finanzierung der Biogasanla-ge, Stromeinspeisung)

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2 Biogas/Bioerdgas: Die Prozesskette von der Erzeugung bis zur Einspeisung

Rindergülle

Schweinegülle

Hühnergülle

Molke

Massenfutterrüben

Gehaltsrüben

Schlempe

Zuckerrübenblattsilage

Wiesengras 1. Schnitt

Grünabfall

Bioabfall

Biertreber siliert

Maissilage-Teigreife

Grassilage

Maissilage-Wachsreife

Speiseabfälle

Flotat-Fett

Rapspreßkuchen

Altfett

0 100 200 300 400 500 600m3 Gas/t Substrat

Abbildung 7: Gaserträge verschiedener Rohstoffe (Quelle: agraferm technologies)

ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Aufbereitungund

Aufbereitung

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


2.1 Biogas-Erzeugung

Die wichtigsten Rohstoffe für Biogasanlagen

• Tierische Exkremente (Gülle)

• Kofermentate (z.B. organische Abfälle aus Kommunen, biogene Reststoffe aus der Lebensmittelindustrie, Fettabscheider aus der Gastronomie)

• Nachwachsende Rohstoffe (NawaRo), z. B. Mais, Grassilage, Getreide

Die Gaserträge sind stark von dem eingesetzten Rohstoff abhängig (siehe Abbildung 7). Der Rohstoff mit dem höchsten spezifi schen Ertrag muss je-doch nicht der wirtschaftlichste sein.

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Bayern

Niedersachsen

Nordrhein-Westfalen

Baden-Württemberg

Schleswig-Holstein

Brandenburg

Mecklenburg-Vorpommern

Sachsen-Anhalt

Hessen

Sachsen

Rheinland-Pfalz

Thüringen

Saarland

Hamburg

Berlin

Bremen

0 5.000 10.000 15.000

15.135

13.719

8.790

6.234

4.052

3.926

3.919

3.800

3.253

3.252

2.813

2.470

236

350

194

90

Ernterückstände und Exkremente Nawaro

Industrielle Reststoffe

Kommunale Reststoffe

technisches Potenzial in Mio. kWh/a

Das Potenzial zur Erzeugung von Bio-gas ist in den Bundesländern sehr unter-schiedlich. Besonders die landwirt-schaftlich bedeutenden Flächenländer verfügen über großes Potenzial.

Erklärung der Vergärungsprozesse • Biogas entsteht durch den Abbau

von organischen Stoffen unter Luftab-schluss (anaerob)

• Biologischer Prozess unter Beteiligung verschiedener Bakterien (Mikroorga-nismen)

• Der Abbauprozess unterteilt sich in drei Abbaustufen (Hydrolyse, Versäu-erung, Methanbildung)

• Die Abbaugeschwindigkeit hängt vorran-gig vom Zellenwachstum (Generations-zeit) und den Aktivitäten der Enzyme ab

Beschaffenheit von Biogas• Biogas besteht hauptsächlich aus Me-

than und Kohlendioxid; weitere Be-standteile sind Schwefelwasserstoff, Wasser, Ammoniak

Abbildung 8: Technisches Biogaserzeugungs-Potenzial in den Bundesländern (Quelle: Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse, Hrsg. Wuppertal Institut)

Foto

s: S

chm

ack

Biog

as A

G

40-75

25-55

0-10

0-5

0-2

0-1

0-1

0-1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 %Quelle: agraferm technologies ag. H. Dr. Zellmann, ASUE–Tagung am 16.05.06 in Augsburg

Methan (CH4)

Kohlendioxid (CO2)

Wasserdampf (H2O)

Stickstoff (N2)

Sauerstoff (O2)

Schwefelwasserstoff (H2S)

Ammoniak (NH3)

Wasserstoff (H2)

Abbildung 9

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ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Aufbereitungund

Aufbereitung

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


2.2 Biogas-Aufbereitung

Ziel der Gasaufbereitung ist es, Biogas auf Erdgasqualität anzureichern sowie alle störenden Begleitstoffe im Gas zu entfernen. Um das erzeugte Biogas in das bestehende Gasnetz einspeisen zu können, werden nach der Entschwefe-lung der Methangehalt des Biogases durch Abtrennung des Kohlendioxids angehoben und das Wasser entfernt. Das gereinigte Produktgas (Bioerdgas) muss den anerkannten Regeln der Tech-nik des DVGW genügen.

Die Biogasaufbereitung umfasst folgende Schritte:• Entschwefelung

• Trocknung

• CO2-Abtrennung

Diese Schritte können je nach dem ge-wählten Verfahren kombiniert oder in an-derer Reihenfolge durchgeführt werden.

2.2.1 Aufbereitungsverfahren

Biogas-Reinigung: Was sind die kritischen Komponenten? • Wasserdampf, Schwefelwasserstoff

• Ammoniak, Siloxane, Luft (N2, O2)

• Aromatische Verbindungen, Haloge-ne (Chloride, Fluoride)

• CO2

Je nach Anwendungsfall und gewähl-tem Verfahren sind für die Aufbereitung von Biogas drei bis sechs Reinigungs-schritte notwendig.

Für die direkte Verwertung in BHKW sind vorzusehen:• Trocknung

• Filtration

• Entschwefelung

Für die Einspeisung in ein Erdgasnetz bzw. für die Nutzung als Kraftstoff müs-sen zusätzlich folgende Reinigungsope-rationen vorgenommen werden:• Feinreinigung von Spurengasen (H2S,

NH3 und Chlorverbindungen)

• Abtrennung von CO2 (Methanan-reicherung) mittels chemischer oder physikalischer Verfahren

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Abbildung 10: Aufbereitung von Biogas mit Druckwechseladsorption (PSA) und Einspeisung ins Erdgasnetz (Quelle: CarboTech)

Biogas-Erzeugung Biogas-Aufbereitung Dezentrale Bioerdgas-Nutzung

Biomasse Biogas Bioerdgas

Entschwe-felung

Einspeise-station

Erdgas-netz

(Verteiler & Puffer)

Industrie & Haushalt

Erdgas-tankstelle

BHKW (dezentral)

Strom

Wärme

Für die Methananreicherung gibt es un-terschiedliche Verfahren (siehe tabella-rische Übersicht). Im Wesentlichen wer-den die Druckwechseladsorption und die Druckwasserwäsche eingesetzt.

Chemische und physikalische Verfahren zur Methananreicherung (Quelle: STAWAG)

Grundoperation Verfahren (Beispiele) Trenneffekt

Adsorption Druckwechseladsorption (PSA) Adsorption von CO2Adsorption von CO2Adsorption von CO an einem2 an einem2Kohlenstoffmolekularsieb

Absorption Druckwasserwäsche (DWW) Lösung von CO2Lösung von CO2Lösung von CO in Wasser2 in Wasser2

Chemische Absorption Monoethanolamin (MEA)-Wäsche Chemische Reaktion von CO2 mit MEA

Membrantrennung Polymermembrangastrennung Membrandurchlässigkeit für CO2 höher als für CH4

Kühlung Tieftemperaturtrennung (Kryotrennung)

Phasentrennung von fl üssigem CO2 und gasförmigem CH4

außerdem: Amin-Wäsche (in Schweden werden derzeit zwei großtechnische Anlagen mit diesem Verfahren betrieben)

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Abbildung 12: Fließschema der Druckwasserwäsche (Kapazität von 1.000 m3 Rohgas/h) (nach eco Naturgas Handels GmbH)

Abbildung 11: Anlagenschema Biogasaufbereitung mit Druckwechseladsorption (nach CarboTech)

Druckwechseladsorption (PSA - Pressure Swing Adsorption)Bei diesem Verfahren muss das Rohbio-gas vor der Methananreicherung ent-schwefelt werden. Die Entfernung des Schwefelwasserstoffes, des Wassers und anderer Gasbestandteile ist notwen-dig, da diese auf dem Kohlenstoffmole-kularsieb adsorbieren und die Trennleis-tung beeinträchtigen oder zum Erliegen bringen können. Vor dem Eintritt in die PSA soll das Biogas maximal 5 mg/m3

Schwefelwasserstoff und maximal 0,2 g/m3 (0,15 Vol%) Wasser enthalten.

(Quelle: www.biogasnetzeinspeisung.at)Abgas

Biogas

CH4-angereichertes Gas

Spülgas

VerdichtungVakuumpumpe

Konditionierung

H2S-Entfernung

Aktivkohle

Vorfilter

CH4-Gewinnung

Eingangsseperator Kompressor

Wäscher

Bioerdgas

Stripper

Trockner

Entspan-nungstank

Wasser-pumpe

DruckwasserwäscheDie Druckwasserwäsche (DWW) stellt keine besonderen Anforderungen an die Qualität des Rohbiogases. Die Haupt-komponenten sind die Absorptions- und Desorptionskolonne, Verdichter und Ge-bläse, Kühler sowie die nachgeschaltete Gastrocknung.

(Quelle: www.biogasnetzeinspeisung.at)

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2.2.3 Bioerdgas: Zusatzgas oder Austauschgas?

Die Anforderungen an das einzuspei-sende Bioerdgas als „Austauschgas“ sind höher als für „Zusatzgas“. Anfor-derungen an Zusatzgase sind im DVGW-Arbeitsblatt G 260 4.3 (dritter Spiegelstrich) festgehalten. DVGW-Ar-beitsblatt G 260 4.4 in Verbindung mit 4.4.2 gibt die Anforderungen an Aus-tauschgase wider. Damit ein signifi kan-ter Anteil eingespeist werden kann, hat Bioerdgas in der Regel die Anforderun-gen an „Austauschgas“ zu erfüllen.

Austauschgas:Kontinuierliche Gaseinspeisung ins Endverbrauchernetz möglich auf Basis der vorhandenen Netzkapazität

Zusatzgas:Diskontinuierliche oder kontinuierliche Gaseinspeisung entsprechend der örtlich möglichen Vermischungsregel zur Einhaltung der maximalen Schwan-kungsbreite des Brennwertes gemäß G 685 (abhängig von Bioerdgas-menge, Aufbereitungsqualität und Netzgrundlast)

2.2.4 Wirtschaftlichkeit der Aufbereitung

Die Wirtschaftlichkeit einer Bioerdgasanlage hängt entscheidend vom Mengendurchsatz, Standort und der Vergütung für Bioerdgas ab. Sie wird von folgenden Kriterien beeinfl usst:• Mindestgröße der Anlage zur Ausnut-

zung der Kostendegression

• Ausreichend lange Laufzeit des Energieliefervertrages (z. B. 15 bis 20 Jahre)

• Zugang zu einem geeigneten Gas-netz (ausreichend hohe Druckstufe, Aufnahmekapazität auch bei minima-ler Abnahme)

• Anforderungen an die Qualität: Bio-erdgas als Austauschgas

• Brennwertvorgabe, so dass möglichst keine LPG-Zugabe (Flüssiggas) not-wendig ist

• Geeignetes Grundstück mit Erschließung:

- kurze Anschlussleitung zum Gasnetz, Stromanschluss 20 kV

- Erreichbarkeit über Feldwege und öffentliche Straßen

• Langfristige Verfügbarkeit der Rohstoffe

• Hektar-Ertrag, Bodenqualität

• Größe des Anbaugebietes, Einzugra-dius und Wegenetz

• Aufgeschlossene Gemeinde und Landratsamt

(Quelle: nach Renewable Energy Systems)

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Degression der spezifi schen Kosten bei ausreichend hohem Gasdurchsatz Mit der nachfolgenden Firmen-Beispielrechnung für eine PSA-Anlage soll die Ab-hängigkeit der spezifi schen Gesamtkosten vom Biogasdurchsatz deutlich werden.

Abbildung 13: Spezifi sche Gesamtkosten der Aufbereitung (Beispiel), Quelle: CarboTech

Hinweise zur Firmen-Beispielrechnung:

Kostenblöcke• Investitionskosten Anlage inkl. Transport und Installation• Betriebsmittel (Strom)• Service / Wartung / Ersatzteile

AnnahmeAbschreibung 15 Jahre linearZinssatz 6 %*Stromkosten 10 Cent/kWhBetriebszeit 8.600 h/JahrGasspezifi kation CH4 Rohgas 55 % Produktgas > 96 % H2S Rohgas 100 ppm Produktgas < 5 mg/Nm3

Methan-recovery > 97 %

* Aus Sicht der EVU wäre von einem Zinssatz von ca. 9 % auszugehen

Die spezifi schen Kosten für die Aufbereitung von Biogas steigen bei niedrigen Rohbio-gasmengen deutlich an. Die Aufbereitung und damit die Einspeisung sind daher nur mit ausreichend großen Gas-mengen wirtschaftlich realisier-mengen wirtschaftlich realisier-mengen wirtschaftlich realisierbar. (CarboTech rechnet laut einer Pressenachricht aus 11/06 damit, dass nur grö-ßere Anlagen mit einer Pro-duktivität von 1.000 bis 1.500 Nm3/h Rohgas ren-tabel sein werden, der Schnittpunkt liegt bei 700 bis 800 Nm3/h, so das Unter-nehmen. Das entspricht beim Einsatz in KWK-Anlagen einer elektrischen Leistung von 1 bis 5 Megawatt.)

0,05

0

0,10

0,15

0,20

200 400 600 800 1000 1200 1400Anlagengröße – Rohbiogasmenge (Nm3/h)

spez. Gesamtkosten (€/Nm3 Bioerdgas)

Annahmen: Strom: 10 Cent/kWh; Zinssatz: 6%; AFA: 15 Jahre; Invest: turn key installiert; Betriebskosten: incl. Wartg. & Ersatz

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2.3.1 Anforderungen

Grundlage für die Beschaffenheit von Gasen aus regenerativen Quellen ist das DVGW-Arbeitsblatt G 262. Soll das hergestellte methanreiche Gas in das öffentliche Gasnetz eingespeist werden, so muss das Gas den Anforde-rungen des DVGW-Arbeitsblattes G 260, insbesondere der 2. Gasfamilie mit der vor Ort vorhandenen Gruppe entsprechen. Brennwert und Wobbein-dex müssen dabei am Einspeisepunkt denen des Gases im Netz entsprechen. Sie können beim zuständigen Gasver-sorgungsunternehmen (Netzbetreiber) nachgefragt werden.

Regelwerke, die bei der Gaseinspei-sung insbesondere zu beachten sind:• DVGW G 260 („Gasbeschaffen-

heit“, 1/00)

• DVGW G 262 („Nutzung von Ga-sen aus regenerativen Quellen in der öffentlichen Gasversorgung“, 11/04)

• DVGW G 280-1 („Gasodorierung“, 8/04), DVGW G 280-2 („Umstel-lung der Odorierung von Gasen in der öffentlichen Versorgung“, 8/04)

• DVGW G 685 („Gasabrechnung“, 4/93)

ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Aufbereitungund

Aufbereitung

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


2.3 Bioerdgas-Einspeisung

Gasqualitätsanforderungen gemäß G 260

Biogas-Erzeugung

Biogas-Aufbereitung

Druck-regelung

Mengen-messung,eichfähig

Odorierung(optional)

ÖffentlicheGasversorgung

evt.Verdich-

tung

QualitätsmessungCH4, CO2, H2O, H2, O2, H2S

Brennwertermittlung

Spezifi kation Rohbiogas / Erdgas

Komponente Symbol Rohbiogas Erdgas H-GasRussland gem.DVGW G 260

Erdgas L-GasHolland I gem.DVGW G 260

Methan CH4 40 - 75 % 98,3 Vol. % 81,3 Vol. %

Kohlendioxid CO2 25 - 55 % 0,1 Vol. % 1,0 Vol. %

Stickstoff N2 < 2 % 0,8 Vol. % 14,2 Vol. %

Sauerstoff O2 < 0,5 % 0 Vol. % 0 Vol. %

Schwefelwasserstoff H2S < 500 ppm v

Siloxane SiOx < 100 mg/m3

Kohlenwasserstoffe CxHy < 100 ppm v

Wasser H2O Gesättigt

Brennwert HS,N 6 - 7,5 kWh/m3 11,1 kWh/m3 9,8 kWh/m3

Wobbeindex WS,N 6 - 10 kWh/m3 14,8 kWh/m3 12,2 kWh/m3

Abbildung 14

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Anforderungen an die Netzeinspeisung

Die eingespeiste Gasmenge und der Brennwert des Gases müssen mit geeichten Instrumenten gemessen und registriert werden. Dabei muss der Stundenlastgang mit hierfür zuge-lassenen Geräten aufgezeichnet werden. Ist damit zu rech-nen, dass die Konzentration bestimmter Komponenten wie z. B. H2S, O2 oder CO2 überschritten wird, so ist die Kon-zentration dieser Komponenten kontinuierlich zu überwachen. • Nachweis der Gasqualität

• Geeichte Messung des Volumenstromes

• Einbau geeigneter Gaschromatographen zur Messung aller relevanten Gasbestandteile, wie z. B. Methan, Koh-lendioxid, Sauerstoff, Stickstoff, gegebenenfalls höhere Kohlenwasserstoffe (bei Flüssiggaszumischung) zur Ermitt-lung des Brennwertes und Heizwertes und zur Überwa-chung der zulässigen Konzentration von Gasbestandtei-len, wie z. B. Schwefelwasserstoff.

• Die Ausführung der Messung muss mit den zuständigen Eichämtern abgestimmt werden, siehe dazu auch das Positionspapier der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt (PTB-AG 1.42).

• Geeichte Messung des Heizwertes, Einbau eines Gaschro-matographen zur Messung weiterer Beschaffenheitspara-meter

- Normdichte, Sauerstoffgehalt

- Schwefelmessung (H2S-Schwefel, COS-Schwefel, Merkaptan-Schwefel)

- Wasser-Taupunktmessung

• Odorierung

• Online-Meldung an den Gasnetzbetreiber

• Automatische Unterbrechung der Einspeisung bei Überschreitung von Grenzwerten

Erdgasnetz

Sommer

Einspeise-Profil

Sommer

Ausspeise-Profil(wärmegeführt)

Bio-erdgas

KWK

Auswahl des Einspeiseortes

Das Gasnetz muss in der Lage sein, auch in der Zeit der gerings-ten Gasabnahme (Sommernacht) das eingespeiste Bioerdgas komplett an Verbraucher abzugeben. Die jederzeitige Abnahme des eingespeisten Bioerdgases an der Ausspeisung muss vertrag-lich und physikalisch gesichert sein. Abweichungen hiervon kön-nen auf Basis der Bilanzausgleichsmöglichkeit des Energiewirt-schaftsgesetzes (EnWG) und der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) geschaffen werden. Dies gilt auch für den Ausfall der Biogaseinspeisung.

Kriterien zur Auswahl eines Einspeisestandortes• Druck in der Gasleitung

• H-Gas- oder L-Gas-Netz

• Minimum-Flow im Sommer und in den Nachtstunden, Aufnahmekapazität des Netzes (Bioerdgas kann nicht überall eingespeist werden)

• Art des Gasnetzes

• Standpunkt der Aufbereitungsanlage (Genehmigungsver-fahren: Lärm, Geruchsentwicklung)

Abbildung 15: Das Mischungsverhältnis Bioerdgas / Erdgas kann sich aufgrund unterschiedlicher Ein- und Ausspeise-Profi le ändern (siehe Grafi k)

18

Zugabe von Flüssiggas in Erdgas H-Gebieten

• Die Zugabe von Flüssiggas in H-Gas-Gebieten:

LPG-Zugabe zur Brennwertan-hebung ggf. erforderlich (Hin-weise zur LPG-Zugabe siehe Seiten 27)

• Zulässigkeit der kontinuierli-chen LPG-Beimischung im Sinne des DVGW-Arbeitsblat-tes G 260 fraglich

• Zu beachten bei LPG-Zumi-schung: Klopffestigkeit von Ottomotoren (KWK, Kfz) im nachgeschalteten Netz, möglicher Kondensatausfall an Verbrauchsstellen

Überwachung von AufbereitungsanlagenSind Bioerdgasanlagen Energie-erzeugungsanlagen gemäß EnWG?

Aktuelle Überlegungen gehen davon aus, dass Biogasanlagen, die an das Erdgasnetz ange-schlossen werden, zu Energieer-zeugungsanlagen im Sinne des EnWG werden und somit der Energieaufsicht unterliegen.

Auszug aus DVGW G 685

„5.4 Ersatzverfahren für die Ermittlung des Abrech-nungsbrennwertes bei der Verteilung von Gasen mit unterschiedlichen Brenn-werten

5.4.2 ...Werden in einem Netz oder nicht zu tren-nenden Versorgungsge-bieten Gase mit unter-schiedlichen Brennwerten an örtlich getrennten Ein-speisestellen verteilt, so entstehen Misch- und Pen-delzonen. Hierbei ist fol-gendes zu beachten. Grundsätzlich ist der Ab-rechnungsbrennwert für den einzelnen Kunden entsprechend seiner regi-onalen Lage zu ermitteln. Dabei ist anzustreben, dass der für ein Versor-gungsgebiet oder für ei-nen Abrechnungsbezirk zugrunde gelegte Abrech-nungsbrennwert um nicht mehr als 2 % von dem mittleren Brennwert des dem Kunden während der Abrechnungszeitspanne gelieferten Gas ab-weicht....“

Eichgesetzgebung / Brennwert

• Zulassung von Gasmessgeräten für Bioerdgas (PTB-AG 1.42): Im Februar 2007 gab es keine für Bioerd-gas zugelassenen Messgeräte, um den Brennwert zu ermitteln. Bei Austauschgas sollte das Problem jedoch zu überwinden sein.

• Der Abrechnungsbrennwert errechnet sich aus dem ge-wogenen (mengengewichteten) Mittel der Brennwerte und Mengen der in ein geschlossenes Netzgebiet ein-gespeisten Gase, z.B. Erdgas und Biogas. Beide Gase bestimmen also den resultierenden Abrechnungsbrenn-wert. Der tatsächliche Abrechnungsbrennwert ergibt sich demnach erst nach Ablauf des Abrechnungszeit-raumes (Monat für Sonderkunden oder Jahr für Tarifkun-den). Parallel dazu gilt, dass der jeweilige Brennwert der eingespeisten Gase um nicht mehr als +/- 2 % von diesem, zum Zeitpunkt der Einspeisung noch unbekann-ten Abrechnungsbrennwert abweichen dürfen.

• Grundsätzlich ist der Abrechnungsbrennwert für den einzelnen Kunden entsprechend seiner regionalen Lage zu ermitteln. Dabei ist anzustreben, dass der für ein Versorgungsgebiet oder für einen Abrechnungsbezirk zugrunde gelegte Abrechnungsbrennwert um nicht mehr als 2 % von dem mittleren Brennwert des dem Kunden während der Abrechnungszeitspanne geliefer-ten Gases abweicht.

• Um die Einhaltung der geforderten Genauigkeit bei der Zuordnung der Abrechnungsbrennwerte zu überprüfen, muss für jede Einspeisestelle der Mittelwert bestimmt werden. Aus diesen Einspeisebrennwerten ist für das nachgeschaltete Netz zunächst der mengengewichtete Mittelwert zu errechnen. Weichen die Einspeisebrenn-werte um nicht mehr als 2 % mengengewichtigen Mit-telwert ab, so kann letzterer ohne weitere Maßnahme für die Abrechnung verwendet werden, sofern keine weiteren Zumischungen erfolgen. Andernfalls muss die Art der Ermittlung des Abrechnungsbrennwertes mit dem zuständigen Eichamt abgestimmt werden.

19

3 Transport und Vermarktung von Bioerdgas

ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Aufbereitungund

Aufbereitung

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


Wertschöpfungsketten der Bioerdgasvermarktung

• Derjenige, der die Anschlussleitung zum Erdgasnetz baut, ist verantwortlich für die Qualität des eingespeisten Gases. Er schließt mit der Netzgesellschaft einen Netzanschlussvertrag. Derzeit gibt es unterschiedliche Auffassungen, wer für die Konditionierung (LPG-Zumischung) zuständig ist.

• Handel von Bioerdgasmengen ab einem „virtuellen Handelspunkt“

• Beim Netzbetreiber werden die ein- und ausgespeisten Men-gen bilanziert.

• Der Händler zahlt für die Netznutzung. Dazu schließt er mit der Netzgesellschaft einen Ein- und Ausspeisevertrag.

Quelle: EMB, Obermaier

Wertschöpfungsketten der Bioerdgasvermarktung

Heiz-kessel

BHKW Beimisch-zwang

Selbst-verpflichtg.

Lieferung der Biomasse undRücknahme der Gärrestoffe

Ankauf des Bioerdgases

Vermarktung des Bioerdgases

Biogasanlage mit Aufbereitung(Erzeugung von Bioerdgas)

Erdgashandelsgesellschaft

Erdgashandelsgesellschaft

Netzgesellschaft

Landwirte

Bioerdgas als Brennstoff Bioerdgas als Kraftstoff

Abbildung 16

20

3.1 Eckpunkte eines Bioerdgas-Liefervertrages

Grundlage eines Projektes mit Bioerd-gaseinspeisung ist ein langfristiger En-ergieliefervertrag. Er muss folgende Punkte regeln:• Auswahl einer/mehrerer geeigneter

KWK-Anlagen zur Abnahme von Bio-erdgas

- in Grundlast

- 100 %ige Nutzung der Wärme

- Ausschließliche Versorgung mit Bioerdgas muss möglich sein

• Preis für Bioerdgas, langfristige Preisbindung bzw. kalkulierbare Preisgleitklauseln

• Laufzeit des Vertrages

• Lieferverpfl ichtung

- Bandlieferung mit Mindestmenge, Höchstmenge

- Lieferung von freien Überschussmengen

• Vertragsstrafen bei Minderlieferung, Minderabsatz

• Netznutzungsentgelte und Regelung für Bezahlung von möglichen Spei-chergebühren

• Außerordentliches Kündigungsrecht für Bioerdgasverträge bei divergie-renden Entwicklungen von Erdgas- und Strompreis - Rückfall in alte Anla-genbetriebsweise

3.2 Anforderungen aus der Gasnetzzugangsverordnung

Erdgasnetz

Sommer

Einspeise-Profil

Sommer

Ausspeise-Profil(wärmegeführt)

Bio-erdgas

KWK

Sommer

Leitung als„Speicher“

Entnahmeaus „Speicher“

Bilanzausgleichüber 12 Monate

• Bei der Verwendung von Bioerdgas in wärmegeführten KWK-Anlagen werden sich eingespeiste und verwendete Brennstoffl eistung über das Jahr im Profi l struk-turell unterscheiden, bei stromgeführten KWK-Anlagen tritt das Problem weniger stark auf.

• Bei der Einspeisung von Biogas sind hohe jährliche Betriebsstunden erreichbar. Eine wärmegeführte KWK-Anlage wird jedoch selten mehr als 6.000 Betriebs-stunden im Jahr erreichen.

• Die Gesetzgebung sieht abweichend von der 1-stündigen Basisbilanzierung bei Biogas eine gesonderte Dienstleistung für Transportkunden für einen Bilanzie-rungszeitraum von 12 Monaten vor.

• 12 Monats-Betrachtung gilt rückwirkend („...was in den letzten 12 Monaten ein-gespeist wurde“).

Auszug aus Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen(Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV) vom 25. Juli 2005, § 30 Basisbilanzausgleich

(1) Betreiber von Fernleitungsnetzen und regionalen Verteilernetzen haben im Rahmen der ihnen und dem Transportkunden auf Grund dessen Buchung zur Verfügung stehenden Kapazitäten mindestens einen Basisbilanzausgleich innerhalb einer stündlichen Toleranzgrenze von 10 Prozent und einer ku-mulierten Toleranzgrenze von mindestens einer Stundenmenge jeweils bezogen auf den niedrigeren Wert von gebuchter Ein- oder Ausspeiseleistung anzubieten. Betreiber von örtlichen Verteilernetzen trifft die Pfl icht zum Angebot von Basisbilanzausgleich nur im Rahmen der technischen Möglichkeiten ihres Netzes und soweit sie auch den erweiterten Bilanzausgleich nach § 26 Abs. 2 anbieten.

Basisbilanzausgleich • Jeder Transportkunde muss einem Bilanzkreis zugeordnet werden. Stimmen die ein-

und die ausgespeisten Mengen nicht überein, müssen sie ausgeglichen werden.

Abbildung 17

21

3.3 Risikobetrachtung

(Quelle: nach erdgas schwaben)

Chancen

Stromvergütung nach EEG

Wärmeverkauf

Imagestärkung

keine HEL-Bindung / steigende Ölpreise

CO2-Reduzierung

Risiken

hoher Investitionsaufwand

Änderung des EEG

Aufbereitungsanlage

BHKW-Wirkungsgrade

Wärmeabnahme / Preisänderungsklausel

Biogaserzeugung und Preise

Preisbindung für Biogas ?

Netzeinspeisepunkt (4 /16/ 67,5 bar)

DVGW Arbeitsblatt G 685, G 260

Risikofaktoren:• Produzierte Biogasmenge abweichend

vom Leistungsbedarf der KWK-Anlagen

• Biogas/Bioerdgas-Bezugspreis während der Vertragslaufzeit

• Schwankungen in der Rohqualität haben Einfl ussauf die Betriebskosten der Biogasaufbereitung

• Langfristige Sicherstellung der Verfügbarkeit auch bei eigenem Bedarf

• Langfristige Preisentwicklung (Verstromung vs. Einspeisung, siehe 22)

• Gesetzgebung (Novellierung des EEG, Energiesteuergesetz, Energiewirtschaftsgesetz, ...)

• Methanemission (Abgas der Aufbereitungsanlage)

Auszug aus Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen(Gasnetzzugangsverordnung - Gas-NZV) vom 25. Juli 2005, § 34 Flexibili-tätsdienstleistungen

(1) Soweit für einen effi zienten Netzzu-gang erforderlich, haben Netzbetreiber über den Basisbilanzausgleich hinaus weitere Dienstleistungen anzubieten, die Transportkunden die zeitgleiche Anpassung von Ein- und Ausspeise-mengen ermöglichen. Dies umfasst einen erweiterten Bilanzausgleich für Transportkunden von Biogas mit einem Bilanzierungszeitraum von zwölf Mona-ten, der diskriminierungsfrei anzubieten ist. Dazu können Verfahren gehören, bei denen der Transportkunde dem Netzbetreiber eine fl exible Aufkom-mensquelle zur Online-Steuerung zur Verfügung stellt. Das Angebot hat den Anforderungen nach § 21 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes zu entspre-chen. Ist dem Netzbetreiber ein solches Angebot nicht möglich oder unzumut-bar, muss er dies schlüssig begründen.

(2) Bietet ein Netzbetreiber Dienstleis-tungen im Sinne von Absatz 1 an, die sowohl die Speicherung als auch den Transport und die dafür notwendigen Kapazitäten sowie eine mit der Aus-speicherung zeitgleiche Bereitstellung von Gas beim Kunden einschließen (Systemspeicher), so kann der Trans-portkunde im Rahmen der verfügbaren Kapazitäten ohne Einschränkung durch Minimalfl ussanforderungen oder Einspeicherungs- und Ausspeicherungs-perioden das Gas an jedem beliebigen Ein- und Ausspeisepunkt im Gasversor-gungsnetz des jeweiligen Netzbetrei-bers ein- und ausspeisen.

22

3.4 Kosten und Erlöse

5,0 – 6,0 1,1 – 1,5 0,2 – 0,5

TransportkostenBiogas-Erzeugung

Biogas-Aufbereitung

evt. LPG-Zugabe Bilanzierung

KWK-AnlageKapitaldienst + Personal

+ Instandhaltung

Anlage

TankanlageEVU-Investition, abh. v.Zuschuß des Vorlieferant

abhängig vom Anwendungsfall

2,4 – 2,60,0 – 0,250,25 – 0,4

0,3 – 0,5 0,2 – 0,4 2,0

X X

KWK

Tankanlage Kfz

Wärmeerzeuger

Kosten in Ct/kWh

Bioerdgas

bei Ortsnetz

Ct/kWhel

bei Ortsnetz

Netznutzungsentgelt Stromvergütung Endpreise

Erlöse in Ct/kWh

Erlöse Netzbetreiber

2,50 – X16,51 – 20,99X

X 6,71

Erdgaspreis + XX

KWK

Tankanlage Kfz

Wärmeerzeuger

Bioerdgas

bei Ortsnetz Wärmepreis

Treibstoffpreis

Gesamtpreis „Bioerdgas“

Ct/kWhel

Kosten und erzielbare Erlöse in den unterschiedlichen Nutzungsbereichen (BEISPIELHAFTE ZAHLEN)

• Gegenläufi ge Tendenz: Voraussichtlich steigende Kosten für Biomasse/Biogas <–> Grundvergütung nach EEG sinkt jedes Jahr um 1,5 %; entscheidend ist das Jahr der Inbetriebnahme.

• Betrieb von KWK-Anlagen als Contracting-Modell und Verkauf von Strom und Wärme zu Marktpreisen möglich.

Abbildung 18

23

4 Einsatz von Bioerdgas

4.1 Einsatz zur Wärmeerzeugung

• Marktakzeptanz zum gegenwärtigen Zeitpunkt ist auf Grund des notwendigen höheren Produktpreises, auch unter Berücksichtigung der steuerlichen Besserstel-lung, fraglich.

• Chance zur Markteinführung in diesem Segment könnte bei Steigerung der Erd-gas-Importpreise entstehen.

• Es besteht bei Heizgeräteherstellern Interesse an einem zeitnahen Angebot von Bioerdgas für den Gebäudewärmemarkt.

4.2 Einsatz in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK)

• Möglichkeit zum wirtschaftlichen Einsatz von Bioerdgas durch das EEG § 8 ist gegeben, wenn die Voraussetzungen durch jeweilige KWK-Anlage erfüllt werden (Neuanlage nach 01.01.2004 errichtet oder mo dernisierte Anlage mit mindestens 51 % Reinvestition)

>>> Gemäß § 8 EEG ist es notwendig, dass im Rahmen eines Jahresbilanzaus-gleichs die eingespeiste Energiemenge (kWh/a) mindestens der Menge entspricht, die am BHKW im gleichen Zeitraum entnommen wurde.

ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Aufbereitungund

Aufbereitung

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Aufbereitungund

Aufbereitung

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


24

§ 8 Vergütung für Strom aus Biomasse(1) Für Strom, der in Anlagen mit einer Leistung bis einschließlich 20 Megawatt gewonnen wird, die ausschließlich Biomasse im Sinne der nach Absatz 7 erlassenen Rechtsverordnung einsetzen, beträgt die Vergütung1. bis einschließlich einer Leistung von 150 Kilo-watt mindestens 11,5 Cent pro Kilowattstunde,2. bis einschließlich einer Leistung von 500 Kilo-watt mindestens 9,9 Cent pro Kilowattstunde,3. bis einschließlich einer Leistung von 5 Mega-watt mindestens 8,9 Cent pro Kilowattstunde,4. ab einer Leistung von 5 Megawatt mindes-tens 8,4 Cent pro Kilowattstunde.

Aus einem Gasnetz entnommenes Gas gilt als Biomasse, soweit die Menge des entnommenen Gases im Wärmeäquivalent der Menge von an anderer Stelle im Geltungsbereich des Gesetzes in das Gasnetz eingespeistem Gas aus Biomas-se entspricht. (2) Die Mindestvergütungen nach Absatz 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 erhöhen sich um jeweils 6,0 Cent pro Kilowattstunde und die Mindest-vergütungen nach Absatz 1 Satz 1 Nr. 3 um 4,0 Cent pro Kilowattstunde, wenn

1. der Strom ausschließlicha) aus Pfl anzen oder Pfl anzenbestandteilen, diein landwirtschaftlichen, forstwirtschaftlichen oder gartenbaulichen Betrieben oder im Rahmen der Landschaftspfl ege anfallen und die keiner weiteren als der zur Ernte, Konservierung oder Nutzung in der Biomasseanlage erfolgten Auf-bereitung oder Veränderung unterzogen wurden.b) ...oderc) aus beiden Stoffgruppen gewonnen wird,

2. die Biomasseanlage ausschließlich für den Betrieb mit Stoffen nach Nummer 1 genehmigt ist oder, soweit eine solche Genehmigung nicht vorliegt, der Anlagenbetreiber durch ein Ein-satz-Tagebuch mit Angaben und Belegen über Art, Menge und Herkunft der eingesetzten Stof-fe den Nachweis führt, dass keine anderen Stoffe eingesetzt werden und

3. auf demselben Betriebsgelände keine Bio-masseanlagen betrieben werden, in denen Strom aus sonstigen Stoffen gewonnen wird. ...(3) Die Mindestvergütungen nach Absatz 1 Satz 1 erhöhen sich um jeweils 2,0 Cent pro Kilowattstunde, soweit es sich um Strom im Sin-ne von § 3 Abs. 4 des Kraft-Wärme-Kopp-lungsgesetzes handelt und dem Netzbetreiber ein entsprechender Nachweis nach dem von der Arbeitsgemeinschaft für Wärme und Heiz-kraftwirtschaft - AGFW - e.V. herausgegebenen Arbeitsblatt FW 308 - Zertifi zierung von KWK-Anlagen - Ermittlung des KWK-Stromes vom November 2002 (BAnz. Nr. 218a vom 22. November 2002) vorgelegt wird. Anstelle des Nachweises nach Satz 1 können für serienmä-ßig hergestellte KWK-Anlagen mit einer Leis-tung von bis zu 2 Megawatt geeignete Unterla-gen des Herstellers vorgelegt werden, aus de-nen die thermische und elektrische Leistung so-wie die Stromkennzahl hervorgehen.

(4) Die Mindestvergütungen nach Absatz 1 Satz 1 Nr. 1 bis 3 erhöhen sich jeweils um weitere 2,0 Cent pro Kilowattstunde, wenn der Strom in Anlagen gewonnen wird, die auch in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden, und die Biomasse durch thermochemische Verga-sung oder Trockenfermentation umgewandelt, das zur Stromerzeugung eingesetzte Gas aus Biomasse auf Erdgasqualität aufbereitet wor-den ist oder der Strom mittels Brennstoffzellen, Gasturbinen, Dampfmotoren, Organic-Rankine-Anlagen, Mehrstoffgemisch-Anlagen, insbeson-dere Kalina-Cycle-Anlagen, oder Stirling-Moto-ren gewonnen wird. Zum Zweck der Anpas-sung dieser Vorschrift an den Stand der Technik wird das Bundesministerium für Umwelt, Natur-schutz und Reaktorsicherheit ermächtigt, im Ein-vernehmen mit dem Bundesministerium für Ver-braucherschutz, Ernährung und Landwirtschaft sowie dem Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit durch Rechtsverordnung weitere Verfahren oder Techniken im Sinne von Satz 1 zu benennen oder einzelne der genannten Ver-fahren oder Techniken vom Anwendungsbe-reich des Satzes 1 auszunehmen.

(5) Die Mindestvergütungen nach Absatz 1 werden beginnend mit dem Januar 2005 jähr-lich jeweils für ab diesem Zeitpunkt neu in Be-trieb genommene Anlagen um jeweils 1,5 Pro-zent des für die im Vorjahr neu in Betrieb ge-nommenen Anlagen maßgeblichen Wertes ge-senkt und auf zwei Stellen hinter dem Komma gerundet.

Auszug: Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich i.d.F.v. 21.7.2004

Stromvergütung nach EEG

25

Bausteine der Stromvergütung nach EEG

Technologiebonus (bis 5 MW)

KWK-Bonus

NawaRo-Bonus (bis 500 kWel - 4 Ct/kWh)

Mindestvergütung nach EEG

• Der KWK-Bonus in Höhe von 2 Ct/kWh für Strom aus Biomasse wird gewährt, so-weit in der Hauptsache aus der Abwärme der Stromerzeugung auch Wärmeenergie gewonnen und einer Anwendung außerhalb des eigenen Prozesses zugeführt wird.

• Der Technologie-Bonus in Höhe von 2 Ct/kWh für Strom aus Biomasse wird ge-währt, soweit er mit den in § 8 Abs. 4 abschließend genannten Verfahren oder Techniken erzeugt wird und soweit die Anlage in Kraft-Wärme-Kopplung betrie-Techniken erzeugt wird und soweit die Anlage in Kraft-Wärme-Kopplung betrie-Techniken erzeugt wird und soweit die Anlage in Kraft-ben wird (also ohne KWK kein Technologie-Bonus).

• Der Technologie-Bonus gilt nur für den Leistungsbereich bis 5 MW.

• Er wird nur einmal gewährt, auch wenn mehrere in § 8 Abs. 4 genannte Verfahren oder Techniken zum Einsatz kommen.

• Ausschließlich Biomasse (Bioerdgas, virtuell) darf in den BHKW eingesetzt werden und keine Mischfeuerung von Erdgas und Biogas, auch nicht zu verschiedenen Zeitpunkten.

• Herkunftsnachweis für Biomasse (Biomasseverordnung) durch den Biogasproduzent

EEG-VergütungInnovative Anlagen, die in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden und nachwachsende Rohstoffe nutzen*(in Ct/kWh)

Jahr der Inbetriebnahme

bis einschließlich:

150 kW 500 kW 5 MW 20 MW

2007 20,99 19,46 16,51 10,03

2008 20,83 19,32 16,38 9,91

2009 20,67 19,18 16,25 9,79

2010 20,51 19,04 16,13 9,67

2011 20,35 18,90 16,01 9,55

2012 20,19 18,77 15,89 9,44

2013 20,04 18,64 15,77 9,33

* Anlagen, welche die Voraussetzungen von Absatz 2 Satz 1 und 2, von Absatz 3 und von Absatz 4 erfüllen(Quelle: STAWAG)

Abbildung 19

26

§ Umnutzung von Alt-KWK-Anlagen - Wechsel von fossilen zu erneuerbaren Energieträgern

Der Gesetzgeber hat sich in der Geset-zesbegründung eindeutig für eine Um-nutzung von Altanlagen durch einen Wechsel von fossilen zu regenerativen Brennstoffen ausgesprochen. So heißt es in der Gesetzesbegründung zum EEG 2004 ausdrücklich (BT-Drs. 15/2864, S. 29):

„Sofern bestehende oder neu zu er-richtende Blockheizkraftwerke zukünftig ausschließlich durchgeleitetes Gas aus Erneuerbaren Energien einsetzen, kön-nen sie Vergütungen nach diesem Ge-setz erhalten.“

Unter Missachtung des erklärten Willens des Gesetzgebers und weiterer überzeugender Argumente wird teilwei-se bestritten, dass eine KWK-Anlage al-lein durch den Wechsel von fossilen zu regenerativen Energieträgern und somit unabhängig von der Neuinvestitions-grenze (51 %-Regel des § 3 Abs. 4 EEG) zur EEG-Anlage werden kann, die mit dem Brennstoffwechsel erstmalig in Betrieb genommen wird. Der Inbetrieb-nahmezeitpunkt ist u.a. dafür maßgeb-lich, dass eine Anlage den erst durch das EEG 2004 gewährten KWK- und/oder Technologiebonus (Gasaufberei-tung) beanspruchen kann.

Bei einer geplanten Umnutzung ei-nes BHKW empfi ehlt es sich, frühzeitig mit dem Betreiber des Elektrizitätsnetzes die vergütungsrechtliche Einordnung des BHKW zu diskutieren.

(Quelle: RAin Kanngießer)

Abbildung 20: Bilanzierung von Bioerdgasmengen auf mehrere kleine KWK-Anlagen

Bilanzierung der eingespeisten Bioerdgasmengen auf mehrere kleine KWK-Anlagen

>>> Schranken für diese Anlagenkonzeption ergeben sich jedoch aus dem Anlagenbegriff des § 3 Abs. 2 EEG, der eine künstliche Aufspaltung einer Anlage in mehrere Anlagen mit geringer Leistung allein zu dem Zweck ver-hindern will, die EEG-Vergütung zu steigern.

Biogasanlage

CH4 > 98 %

Biogas-Aufbereitung

Biogasproduzent GVU

G260

G685

Erdgasqualität

Beispiel

DurchleitungErdgas-Verteilnetz

Erdgas-BHKW

Erdgas-BHKW

Erdgas-BHKW

Erdgas-BHKW

27

Auszug aus dem Energiesteuer-gesetz, Fassung vom 15.7.2006

§ 28 Steuerbefreiung für gasförmige Energieerzeugnisse

Zu den in § 2 Abs. 3 Satz 1 ge-nannten Zwecken dürfen steuerfrei verwendet werden:

1. gasförmige Kohlenwasserstoffe, die aus dem biologisch abbaubaren Anteil von Erzeugnissen der Land- und Forstwirtschaft oder von Abfällen gewonnen werden, die bei der Tier-haltung, bei der Lagerung von Abfäl-len oder bei der Abwasserreinigung anfallen oder die aus Gründen der Luftreinhaltung und aus Sicherheits-gründen bei der Lagerung oder Verla-dung von Energieerzeugnissen, beim Betanken von Fahrzeugen, bei der Entgasung von Transportmitteln, bei Verfahren der chemischen Industrie, ausgenommen bei der Herstellung von Energieerzeugnissen, und beim Kohleabbau aufgefangen werden,

2. Energieerzeugnisse der Position 2705 der Kombinierten Nomenklatur.Ein Mischen mit anderen Energieer-zeugnissen unmittelbar vor der Ver-wendung schließt für den eingesetz-ten Anteil an Energieerzeugnissen nach Satz 1 die Steuerbefreiung nicht aus. Satz 1 Nr. 2 gilt nicht für Energieerzeugnisse der Position 2705 der Kombinierten Nomenkla-tur, soweit diese Waren der Position 2710 oder 2711 der kombinierten Nomenklatur, die nicht nach Satz 1 steuerfrei sind, durch Beimischung enthalten oder aus diesen Waren er-zeugt worden sind.

4.2.1 Zumischung von Flüssiggas zu Bioerdgas, Einsatz in KWK-Anlagen

Zumischung (Konditionierung) von Bioerdgas mit Flüssiggas in Erdgas H-Gebieten, Bilanzierung nach EEG:• Keine Anerkennung des konditio-

nierten (= mit LPG angereicherten) Bioerdgases als Biogas im Sinne von § 8 - Strom aus Biomasse - des EEG; Anerkennung des auf NawaRos zu-rückzuführenden Anteils gegeben

• Steuerliche Behandlung des konditio-nierten Bioerdgases im Sinne von § 28 - Steuerbefreiung für gasförmige Energieerzeugnisse - Abs. (2) des neuen Energiesteuergesetzes

§ Konditionierung des Biomethan mit fossilen Energieträgern, z. B. LPG

Das sog. „Ausschließlichkeitskriterium“ des EEG, das allgemein in § 5 Abs. 1 EEG und speziell für Biomasse in § 8 Abs. 1 EEG verankert ist, verlangt, dass zur Stromerzeu-gung ausschließlich Erneuerbare Energieträ-ger bzw. Biomasse eingesetzt werden. Im In-teresse der Erschließung wertvoller regenera-tiver Energiepotenziale toleriert der Gesetz-geber in gewissem Umfang Verschmutzun-gen oder sogar eine fossile Zünd- oder Stütz-feuerung und vergütet den hieraus erzeugten Strom ebenso wie Biomasse. Maßgeblich ist die „Unvermeidbarkeit“ bzw. „technische Notwendigkeit“ der Fremdstoffe. Übertragen auf die Konditionierung von Biomethan durch LPG heißt dies: • Soweit eine Einspeisung des auf Erdgas-

qualität aufbereiteten Biomethans erst durch Zufuhr von LPG möglich wird und die Zufuhr von LPG auf das notwendige Maß begrenzt wird, gilt auch der Anteil des zugeführten LPG als Biomasse.

• Der daraus erzeugte Strom ist ebenfalls zu den Vergütungssätzen des § 8 EEG zu vergüten.

Eine eindeutige gesetzliche Regelung oder einschlägige Rechtsprechung existiert hier-zu nicht. Eine Klarstellung im Rahmen der EEG-Novelle 2008 ist anzustreben.

Bei Planungen ist vorsorglich ein „Worst-case-Szenario“ zu bilden, bei dem die EEG-Vergütung für den LPG-Anteil nicht in Ansatz gebracht wird, d.h. der LPG-Anteil ist bei der Berechnung des Wärmeäquivalentes nicht zu berücksichtigen.

(Quelle: RAin Kanngießer)

28

>>> Eine Gaskonditionierung (Brennwerterhöhung) durch LPG-Zugabe verschlechtert die Wirtschaftlichkeit

Betrachtung der Wirtschaftlichkeit bei Zumischung von Flüssiggas• Auswirkungen der LPG-Beimischung in H-Gasgebieten: Beispielrechnung der EMB• Kosten der Konditionierung auf Russlandgas bzw. Nord Verbundgas

Ausgangsparameter der Berechnung

Einspeisemenge der Bioerdgasanlage: 500 Nm3/h

Vollbetriebstunden der Bioerdgasanlage: 8.000 Vbh/a

Durchschnittsbrennwert des LPG (Propan): 28,123 kWhHs/Nm3

Netto-Durchschnittspreis für LPG: 620 €/t

Durchschnittsbrennwert Russlandgas: 10,95 kWhHs/Nm3

Durchschnittsbrennwert Nord Verbundgas: 11,45 kWhHs/Nm3

Berechnungsergebnisse für 100 % Nachführung

Russlandgas Nord Verbundgas

Methangehalt Bioerdgas (%) 95,00 95,50 96,00 95,00 95,50 96,00

Brennwert Bioerdgas (kWhHs/Nm3) 10,51 10,56 10,62 10,51 10,56 10,62

notwendiger Anteil an LPG (Vol. %) 2,515 2,208 1,899 5,353 5,055 4,755

notwendige LPG-Menge (t/a) 202 178 153 431 407 383

verbrauchsgebundene Kosten LPG (€/a) 125.418 110.108 94.701 266.109 252.109 237.150

spezifi sche Kosten LPG-Beimischung (Ct/kWhHs) 0,286 0,251 0,216 0,583 0,550 0,518

(Quelle: EMB, Herr Obermaier)

29

4.3 Einsatz in Kraftfahrzeugen (Kfz)

• Bioerdgas ist auch als Kraftstoff für Erdgasfahrzeuge geeignet (als Beimischung oder in Reinform).

• Auf einem Hektar Anbaufl äche lässt sich mehr als viermal soviel gasförmiger Kraftstoff herstellen wie bei der bisherigen Produktion von Biodiesel.

• Koalitionsvereinbarung sieht vor, dass den auf Basis fossiler Ausgangsmateri-alien erzeugten Kraftstoffen ein Anteil aus regenerativen Quellen in Höhe von 5,75 Prozent beizumischen ist, das gilt auch für Erdgas.

• Selbstverpfl ichtungserklärung der Gaswirtschaft sieht vor, bis 2010 bis zu 10 % des Absatzes an Erdgas als Kraftstoff durch Bioerdgas zu substituieren oder diesen Anteil bis 2020 auf bis zu 20 % zu erhöhen.

• Die Bundesregierung hat das Gesetz zur Festlegung von Biokraftstoffquoten verabschiedet. Darin ist neben den Einzelquoten für Benzin und Diesel eine Gesamtquote von 6,25 Energieprozent im Jahr 2009 für Biokraftstoffbeimi-schungen festgelegt. Der Anteil soll bis 2015 auf rund 10 % am Volumen steigen.

>>> Der Einsatz von Bioerdgas als Kraftstoff eröffnet der Branche neben der EEG-Verstromung einen zweiten Absatzmarkt mit beträchtlichen Wachstumschancen

ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Aufbereitungund

Aufbereitung

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


ErzeugungBiomasse

Biogas-Erzeugung

Aufbereitungund

Einspeisung


Einsatz in KWK

Einsatzin Kfz


§ Besteuerung von Biomethan als Kraftstoff

Gemäß § 50 Abs. 1 Nr. 4 Energie-StG besteht für Biogas und Biome-than, das gemäß § 5 der 10. BImSchV mindestens die Anforderun-gen des DVGW-Arbeitsblattes G 260 erfüllt, ein Anspruch auf Steuer-entlastung, sofern es nachweislich nach den Steuersätzen des § 2 Abs. 2 EnergieStG versteuert wurde.

Die Steuerentlastung greift je-doch nur, soweit der Biokraftstoff aus Biomasse bzw. Biomethan be-steht. Kraftstoffe, die nur anteilig aus Biomasse hergestellt werden, gelten dementsprechend nur in Höhe dieses Anteils als Biokraft-stoff und profi tieren nur insoweit von der Steuerentlastung. Sonder-regelungen bestehen für Fettsäure-methylester und Bioethanol, jedochnicht für Biomethan. Ein ggf. zur Konditionierung von Biogas oder Biomethan verwendetes fossiles Zu-satzgas ist daher voll zu versteuern.

Erdgas und daher auch Biogas und Biomethan sind keine Kraft-stoffe i.S.d. Biokraftstoffquote nach § 37a Abs. 1 S. 1 und 2 i. V. m. Abs. 3 BImSchG, so dass die Regelungen des Biokraftstoff-quotengesetzes (BioKraftQuG) kei-ne Anwendung fi nden.

(Quelle: RAin Kanngießer)0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 km

Rapsöl

Ethanol

Bioerdgas

Ein Hektar Biomasseanbau: So viele Kilometer fahren Kraftfahrzeuge damit – die Reichweiten unterschiedlicher Biokraftstoffe

Abbildung 21

30

Günstige Rahmenbedingungen• Langfristig Steigerung der Erdgas-Im-

portpreise erwartet

• Probleme der Klima-/Luftbelastung (CO2, PM, NOx) erfordern Lösungen

• Große Potenziale für Biogas

• Stärkung der lokalen Wirtschaft, spe-ziell der Landwirtschaft

• Steigende Marktchancen für alter-native Energien im Hinblick auf die Versorgungssicherheit

• Selbstverpfl ichtung der deutschen Gaswirtschaft zur Beimischung von Bioerdgas im Kraftstoffsektor

• Aufbau weiterer Kooperationen

• Erste Biogas-Projekte mit Pilotfunktion (siehe Seite 31 ff)

Vorteile des Vertriebes von Bioerdgas• Kundenbindung über innovatives

Produkt mit gewissem Alleinstellungs-charakter

• Zentrale Erschließung erneuerbarer Energien und dezentrale Nutzung über das Erdgasnetz; Kundenvorteil: Individuelle Erschließung erneuer-barer Energien (z.B. Solarkollektor, Wärmepumpe) ist spezifi sch teurer

• Möglichkeit zum Abschluss langfris-tiger Lieferverträge in Übereinstim-mung mit dem EEG

• Erweiterung des Produktportfolios

• Imagegewinn durch die Vermarktung von „Grünem Gas/Bioerdgas“ aus heimischen Quellen

• Stärkung der regionalen Wirtschafts-kraft

• Verminderung der Importabhängig-keit, Substitution der Eigenförderung

5 Fazit: Standortbestimmung

Klärung noch offener Punkte bei der Bioerdgaseinspeisung• Bisher liegen keine Erfahrungen mit dem Bilanzie-

rungszeitraum von 12 Monaten entsprechend Gas-netzzugangsverordnung vor.

• Die Bioerdgasmenge am Einspeisepunkt (Grund-last, Bandlieferung) und die Entnahmemenge beim BHKW können jahreszeitlich schwanken, sofern das BHKW nicht ebenfalls in der Grundlast betrie-ben wird.

• Eine Gaskonditionierung (Brennwerterhöhung) durch LPG-Zugabe verschlechtert die Wirtschaftlich-keit.

• Zeitkonforme Nachführung der Bioerdgas-Qualität zur Qualität des Grundgases im Sinne des DVGW-Arbeitsblattes G 685

• Zulässigkeit der kontinuierlichen LPG-Beimischung im Sinne des DVGW-Arbeitsblattes G 260

• Keine Anerkennung des konditionierten (= LPG-Mengen) Bioerdgases als Biogas im Sinne von § 8 - Strom aus Biomasse - des EEG; Anerkennung des auf NawaRo zurückzuführenden Anteils gegeben

• Steuerliche Behandlung des konditionierten Bioerd-gases von § 28 - Steuerbefreiung für gasförmige Energieerzeugnisse - Abs. (2) des neuen Energie-steuergesetzes

• Vertragliche Ausgestaltung der Bioerdgasverträge in den Punkten:

- Jahresbilanzausgleich vs Mindestbetriebsstunden für KWK-Betrieb

- Preisgleitung für Bioerdgas vs. fi xer Einspeisevergütung

• Außerordentliches Kündigungsrecht für Bioerdgas-verträge bei divergierenden Entwicklungen von Erdgas- und Strompreis - Rückfall in alte Anlagenbe-triebsweise

(Quelle überwiegend EMB)

Fazit / Thesen• Einspeisung in das

Erdgasnetz ist mit der Bewältigung von techni-schen und administrati-ven Herausforderungen verbunden.

• Bioerdgas stellt eine in-teressante Bereicherung des Produktportfolios von Erdgashandels-unternehmen unter den Gesichtspunkten Kundenbindung und Imagebildung dar.

31

6 Eine Auswahl aktueller Projektbeispiele

6.1 Direktverstromung – ohne Einspeisung ins Erdgasnetz

Die biogasNRW GmbH ist ein Joint Venture der Stadtwerke Düsseldorf AG und der agri.capital GmbH, Münster. Sie plant, baut, fi nanziert und betreibt in Partnerschaft mit den Landwirten standardisierte Biogasanlagen, 500 kWel standardisierte Biogasanlagen, 500 kWel standardisierte Biogasanlagen, 500 kW in Nordrhein-Westfalen, vorwiegend auf Basis Gülle und NawaRo.

Zusammen mit dem landwirtschaftlichen Betrieb, Hof Bökmann, wird diese Anlage im ländlich geprägten Raum von Delbrück betrieben. Die Investition beträgt ca. 2 Mio. Euro.

Projektbeschreibung:Die Anlage dient der Direktverstromung und Wärmenutzung aus nachwachsenden Rohstoffen. An der Anlage wird der Jahresbedarf von rund 7.500 to Silomais gelagert. Die Rohstoffe werden von mehreren Landwirten aus der Region angeliefert. Diese verwerten auch den Gärrest, der im besonderen für die Landwirte vorort ei-nen wertvollen Dünger darstellt. Die Rohstoffe, die für den biologi-schen Prozess eingesetzt werden, sind hauptsächlich Gülle mit ei-nem Anteil von ca. 4.000 m3/a sowie Silomais und Getreide. Das feste Inputmaterial wird vom Anlagenbewirtschafter mit einem Rad-lader aus dem Silo dem Annahmebunker zugeführt. Von dort wird eine festgelegte Menge über einen Anmischbehälter in den Fer-menter dosiert. Die gesamte Steuerung ist automatisiert.

Der bei diesem Prozeß gewonnene Biomethan-Durchsatz be-trägt ca. 300 m3/h. In das öffentliche Netz der E.ON Westfalen Weser Ems werden jährlich ca. 4 Mio. kWhel eingespeist. Die zu-sätzlich anfallende Wärme von ca. 3 Mio. kWhth pro Jahr wird zur Nahwärmeversorgung umliegender Häuser und Gebäude sowie zur Holztrocknung verwendet. Es können mit dieser Wärme rech-nerisch ca. 150 Haushalte beliefert werden.

Inbetriebnahme:Am 1.12.2006 wurde die Biogasanlage in Delbrück in Betrieb genommen.

Biogasanlage in Delbrück bei Paderborn (Nordrhein-Westfalen)

Partner:biogasNRW GmbH, Düsseldorf (Gesellschaft zur Energiegewinnung aus Biogas) und Landwirt Hermann Bökmann, Delbrück

Ansprechpartner:Christoph Langel, biogasNRW GmbHHöherweg 100, 40233 DüsseldorfTelefon 02 11/8 21-46 [email protected]

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Bioerdgasanlage Straelen (Nordrhein-Westfalen)

Partner:EVU: STAWAG Energie GmbH

6.2 Projekte mit Einspeisung ins Erdgasnetz

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Presseinformation der STAWAG vom 2.1.2007:„Die STAWAG speist in Straelen am Nie-derrhein seit dem 30. Dezember 2006 so genanntes Bio-Erdgas ins Netz der NGW, einer Tochtergesellschaft der GEL-SENWASSER AG. Dabei wird Bio-Erdgas bundesweit erstmalig als Austauschgas eingespeist. Durch dieses Verfahren wird ein effi zienter Einsatz des aus nachwach-senden Rohstoffen erzeugten Biogases an nahezu jedem ans Erdgasnetz an-geschlossenen Standort in Deutschland ermöglicht - ein entscheidender Schritt bei der Förderung regenerativer Energien.

„Der Ausbau dezentraler Energieer-zeugung ist für die Zukunft der Versor-gung in Deutschland entscheidend“, sagt Dr. Dieter Attig, Vorstandsvorsitzender der STAWAG, „wir freuen uns, dass wir mit dem Bio-Erdgas-Projekt in Straelen einen wichtigen Beitrag dazu leisten können.“ Mit der GELSENWASSER AG habe die STAWAG einen guten Partner zur Seite gehabt. „Gemeinsam haben wir die komplexen Fragen zur bislang beispiellosen Einspeisung von Bio-Erdgas ins Erdgasnetz lösen können“, so Attig.

„Wir helfen gern dabei, als Netzbe-treiber das Gas nach Aachen zu bringen. Auch wir betreten mit dem Bio-Erdgas-Projekt in vielerlei Hinsicht Neuland“, bestätigt Dr. Bernhard Klocke, Geschäfts-bereichsleiter Gas der GELSENWASSER

AG. „Es ist ein erster Schritt auf diesem technisch gesehen anspruchsvollen Weg.“

Die STAWAG betreibt in Straelen eine Gasaufbereitungsanlage zur Veredelung von Rohbiogas, das sie von örtlichen Unternehmen bezieht. Per Druckwech-seladsorptionsverfahren wird das Rohbiogas gereinigt und mit über 95 Prozent Methananteil auf Erdgasqualität gebracht. Um den speziellen Anforde-rungen des örtlichen Netzes an die Gas-beschaffenheit gerecht zu werden, wird vor der Einspeisung noch ein geringer Anteil Flüssiggas (LPG) beigemischt. Das so produzierte Austauschgas entspricht exakt der Qualität und dem Brennwert des im Netz vorhandenen Erdgases. Die eingespeiste Gasmenge kann dem Netz dann an anderer Stelle entnommen werden und in Blockheizkraftwerken per

Kraft-Wärme-Kopplung besonders effi -zient genutzt werden. Bei einer Leistung von zwei Megawatt (elektrisch) kann mit der in der Straelener Bio-Erdgas-Anlage erzeugten Energie der Strom- und Wär-mebedarf von rund 5200 Haushalten gedeckt werden.

Die STAWAG hat in den Bau der Stra-elener Anlage rund zwei Millionen Euro investiert. Insgesamt sind Investitionen von 50 Millionen Euro in das Bio-Erdgas-Projekt in den nächsten Jahren geplant, sagt Vorstandsvorsitzender Attig: „Dieses Projekt ist auch ein Teil unserer Strategie, durch mehr Eigenerzeugung von Strom und Wärme zunehmend unabhängig von großen Stromproduzenten und den Entwicklungen am Großhandelsmarkt zu werden.“

Ansprechpartner:Leonhard Unterberg, Dr. Christian Julius, STAWAG Energie GmbH Lombardenstraße 12-22, 52070 AachenTelefon 02 41/[email protected], [email protected]

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Anlagenstandort• Industrie- und Gewerbegebiet Rathenow

OT Heidefeld

• Grundstücksgröße ca. 15.000 m2 (20.000 m2)

• vollständige infrastrukturelle Erschließung der Grundstücke

• Anbindung an die Bundesstraße 102

• maximale Entfernung zu den Rohstoffl ieferanten beträgt 20 km

• Hochdruckleitung von EMB ca. 2,2 km entfernt

• Grundstück bietet Möglichkeit zur Anlagener-weiterung, z.B. Einlagerung von 100 % der silierbaren Inputstoffe

Kenndaten der Bioerdgasanlage• Investitionskosten der Anlage ca. 9,0 Mio. €

inkl. BHKW-Modul

• Durchsatz von ca. 44.600 t pro Jahr, Lagerung von 50 % auf der Anlage

• Erzeugung von ca. 1.150 m3 Rohgas mit ca. 52 % Methan pro Stunde

• Umwandlung des Rohgases in Biomethan mit min-destens 95 % Methangehalt (10,51 kWhHs/Nm3)

• Einspeisung von ca. 43,80 Mio. kWhHs/a Biomethan ins Erdgasnetz (520 Nm3/h)

• Einspeisung von ca. 2.315 MWh/a Elektroenergie aus BHKW ins öffentliche Netz

Bioerdgasanlage Rathenow

Partner:EMB Erdgas Mark Brandenburg GmbHGASAG Berliner Gaswerke AGVNG - Verbundnetz Gas AG

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Lageplan der Bioerdgasanlage:

Ansprechpartner:Stefan Obermaier, EMB Erdgas Mark Brandenburg GmbHGroßbeerenstraße 181-183, 14482 PotsdamTelefon 03 31/74 95-2 [email protected]

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Bioerdgasanlagen Maihingen und Graben

Partner: erdgas schwaben gmbhBiokraftwerk Lechfeld GmbH & Co. KG (Anlage Graben)Energiezentrum Ries I GmbH & Co. KG (Anlage Maihingen)

Bioerdgasanlage Graben

Biogas-Produktion Substrat: Maissilage · Trockenfermentation · 8 Mio. Nm3/a Rohbiogas · 43 Mio. kWh/a

Aufbereitung Druckwechseladsorption

Einspeisung Einspeisung in ein Erdgas-Verteilnetz PN 4

Einsatz Verwendung des Bioerdgases in vier BHKW à 500 kWelVerwendung des Bioerdgases in vier BHKW à 500 kWelVerwendung des Bioerdgases in vier BHKW à 500 kW

Geplante Inbetriebnahme Dezember 2007

AnlagenbeschreibungStandort: Industriegebiet in Graben bei Augsburg. Anbindung an die B 17.Erdgas-Verteilnetz PN 4 am Standort vorhanden.

Biogas ErzeugungBiokraftwerk Lechfeld GmbH & Co. KG errichtet und betreibt die Biogas-Erzeu-gungsanlage in Graben.

Verfahren: Trockenfermentation

Input:Maissilage 28.000 t/aGrassilage 5.000 t/aGetreide 2.000 t/a

Output:Biogas ca. 8 Mio Nm3/a (43 Mio. kWh)Gärprodukt: Flüssigdünger

Anlieferung / Abtransport:Die Maissilage wird per LKW (ca. 5 bis 7 LKW pro Tag) angeliefert, der Flüssig-dünger per Tankwagen abtransportiert.

Die Investitionskosten der Anlage betragen ca. 6,5 Mio.

Biogas Aufbereitungerdgas schwaben errichtet und betreibt die Aufbereitungsanlage auf dem Grundstück der Biogasanlage und kauft das Rohbiogas vom Erzeuger.

AufbereitungsanlageVerfahren: Druckwechseladsorption (PSA)

Hersteller: CarboTech

Investitionskosten: ca. 1.6 Mio �

Input:Biogas ca. 8 Mio/a, 43 Mio kWhCH4-Gehalt 48 bis 54 %CO2-Gehalt 46 bis 52 %

Output:Bioerdgas ca. 42 Mio. kWh/h (ca. 3 bis 4% Methanverlust bei der Aufbereitung)CH4-Gehalt ca. 96 %Brennwert ca. 10,6 kWh/Nm3, Druck ca. 2,5 barAbgas ca. 93 % CO2

Für die Einspeisung ins Erdgas-Verteil-netz (PN 4) ist keine zusätzliche Druck-erhöhung erforderlich. Der Brennwert muss durch Beimischung von Flüssiggas angehoben werden.

Einsatz von Bioerdgas in dezentralen BHKW-Anlagen. Es werden ca. 17 Mio. kWh Wär-me und 15 Mio. kWh Strom erzeugt. Investitionskosten BHKW ca. 1.8 Mio. €

AnsprechpartnerDipl.-Ing. Georg Radlinger, Gas- und Wärmedienstleistung erdgas schwaben gmbhBayerstraße 43, 86199 AugsburgTelefon 08 21/90 02-1 70, Telefax 08 21/90 02-1 [email protected]

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Bioerdgasanlage Maihingen

Substrat: Maissilage · Nassfermentation · 8,2 Mio. Nm3/a Rohbiogas · 47 Mio. kWh/a

DWW-Aufbereitung

Einspeisung in ein Erdgas-Verteilnetz (16 bar)

Verwendung des Bioerdgases in fünf BHKW à 500 kWelVerwendung des Bioerdgases in fünf BHKW à 500 kWelVerwendung des Bioerdgases in fünf BHKW à 500 kW

Juli 2008

AnlagenbeschreibungStandort: Ländliches Gebiet Nähe Maihingen bei NördlingenErdgas-Verteilnetz PN 67,5Das Erdgas-Verteilnetz ist ca. 4 km vom Anlagenstandort entfernt.

Biogas-ErzeugungEnergiezentrum Ries I GmbH & Co. KGbetreibt bereits eine Biogas-Erzeugungs-anlage bei Maihingen mit 500 Nm3/h Rohbiogas. Diese wird auf 1.000 Nm3/h erweitert.Verfahren: Nassfermentation

Input:Maissilage

Output:Biogas ca. 8,2 Mio. Nm3/a(47 Mio. kWh)

Gärprodukt: Flüssigdünger

Biogas-Aufbereitungerdgas schwaben errichtet und betreibt die Aufbereitungsanlage auf dem Grundstück der Biogasanlage und kauft das Rohbiogas vom Erzeuger.

AufbereitungsanlageVerfahren: Druckwasserwäsche (DWW)

Hersteller: Malmberg

Investitionskosten: ca. 1,6 Mio. �

Input:Biogas ca. 8,2 Mio/a Nm3/h, (47 Mio. kWh)CH4-Gehalt 48 bis 54 %CO2-Gehalt 46 bis 52 %

Output:Bioerdgas ca. 46 Mio. kWh/h (ca. 2 % Methanverlust bei der Aufbe-reitung) CH4-Gehalt ca. 98 %,Brennwert ca. 10,7 / 10,8 kWh/Nm3, Druck ca. 10 bis 14 bar

Für die Einspeisung ins Erdgas-Verteil-netz ist eine weitere Druckerhöhung er-forderlich.

Einsatz von Bioerdgas in dezentralen BHKW-Anlagen. Es werden ca. 18,7 Mio. kWh/a Wärme und 16,5 Mio. kWh/a Strom erzeugt. Investitionskosten BHKW ca. 2 Mio. €

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Bioerdgasanlage Pliening bei München

PartnerDie Plieninger Anlage wurde von der RES Renewable Energy Systems GmbH, München, initiiert und konzipiert. Errich-tet und betrieben wird sie von einem Fond der Aufwind Schmack Neue Ener-gien GmbH & Co. KG, Regensburg, in Zusammenarbeit mit RES. Die Anlage in Pliening ist im Dritten Cash Cow Fond enthalten. Gemeinsam mit dem Maschinenring Ebersberg/München Ost e.V. wurde die Projektentwicklung vor Ort durchgeführt und ein umfassen-des Ernte- und Logistikkonzept entwi-ckelt. Technologielieferanten sind die Schwandorfer Schmack Biogas AG (Bi-ogasgewinnung) sowie die CarboTech Engineering GmbH (Biogasaufberei-tung) aus Essen. Das Investitionsvolu-men beträgt ca. 9,8 Mio. Euro.

AnsprechpartnerDr. Andreas Seebach, RES Renewable Energy Systems GmbHKarlstraße 19, 80333 MünchenTelefon 0 89/316 05 79 [email protected]

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ProjektbeschreibungIn Pliening wird das aus vergorener Bio-masse gewonnene Biogas im Druck-wechselverfahren zu Bioerdgas aufbe-reitet. 6,3 Mio Nm3 Roh-Biogas werden jährlich in Pliening erzeugt. Mit einer jährlichen Aufbereitungskapazität von etwa 3,9 Millionen Nm3 Biomethan ist diese Anlage derzeit auch die bayern-weit größte. Sie hat eine Energieein-speisekapazität von rund 40 Millionen kWh, was einem jährlichen Erdgasver-brauch von rund 1.300 Vier-Personen-Haushalten entspricht. Mit dem direkt in das Erdgasnetz der Stadtwerke Mün-chen eingespeisten Bioerdgas betreibt die E.ON Bayern Wärme in Poing und Puchheim zwei Blockheizkraftwerke, in denen das Bioerdgas dann verstromt (Einspeisung in das öffentliche Strom-netz) und gleichzeitig die anfallende Wärme ganzjährig in ein Fernwärme-netz eingespeist wird. Mit beiden Part-nern wurden langfristige Verträge abge-schlossen.

Zum Betrieb der Anlage werden jährlich mehr als 30.000 Tonnen Bio-masse benötigt. Die Energiepfl anzen werden auf ca. 500 bis 550 Hektar Anbaufl äche rund um Pliening von örtlichen Landwirten angebaut, für die sich dadurch eine zusätzliche Einnah-mequelle erschließt.

Für die Beschaffung und Bereitstel-lung der Biomasse wurden langfristige Verträge mit der MR Agrokomm GmbH (Maschinenring Ebersberg) abgeschlos-sen, um die Erntelogistik und das Rest-stoffmanagement optimal zu betreiben. Das nach Abschluss des Gärprozesses verbleibende Pfl anzensubstrat kommt als Düngemittel wieder auf den land-wirtschaftlichen Flächen zum Einsatz. So entsteht ein geschlossener Kreislauf. Zudem ist die Energieerzeugung CO2-neutral, d.h. die Pfl anzen binden die Menge an CO2 im Wachstumsprozess, die anschließend bei der Nutzung des Bioerdgases wieder an die Atmosphäre abgegeben wird. Durch die ausschließ-liche Verwendung von nachwachsen-den Rohstoffen werden jährlich etwa 13.000 Tonnen CO2 eingespart, wel-che bei der Verbrennung von fossilen Energieträgern entstehen würden.

Die Pfl anzen für das erste Produk-tionsjahr wurden 2006 in den neu er-richteten Siloanlagen der Bioerdgasan-lage eingelagert. Die Inbetriebnahme der Anlage mit Produktion von Bioerd-gas erfolgte im Dezember 2006.

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Der Fachverband Biogas e.V. (www.biogas.org) vereint bundesweit Betrei-ber, Hersteller und Planer von Biogas-anlagen, Vertreter aus Wissenschaft und Forschung sowie Interessierte und Aktive. Der Fachverband Biogas e.V. bietet im Internet eine Übersicht über Unternehmen und Organisationen, die sich für die Biogasnutzung engagieren. Diese Übersicht ist zu fi nden unter www.biogas.org / Rubrik: Firmen.

Verschiedene Unternehmen haben uns bei der Erstellung dieser Broschüre mit Informationen unterstützt. Sie sind nach-folgend aufgelistet. Diese Liste ist NICHT VOLLSTÄNDIG und lediglich BEISPIELHAFT. Wir weisen ausdrücklich auf die o.g. Übersicht des Fachverban-des Biogas e.V. hin und regen zur Inter-netrecherche weitere Adressen an.

agraferm technologies ag, Münchener Straße 98, 85276 Pfaffenhofen, Ansprechpartner: Dr. Hubert ZellmannTelefon: 0 84 41 / 80 86-0, Fax: 0 84 41 / 80 [email protected] · www.agraferm.de

agri.capital GmbH, Grüner Weg 80, 48268 Greven Ansprechpartner: Stefan BöltingTelefon: 0 25 71 / 95 92-99, Fax: 0 25 71 / 95 [email protected] · www.agricapital.de

Aufwind Schmack GmbH, Schwandorfer Straße 12, 93059 RegensburgAnsprechpartner: Bernhard GuboTelefon: 09 41 / 8 30 23-14, Fax: 09 41 / 8 30 [email protected] · www.aufwind.com

Becker Büttner Held, Rechtsanwälte, Köpenicker Str. 9, 10997 BerlinTelefon: 030 / 6 11 28 40-0, Fax: 030 / 6 11 28 [email protected] · www.beckerbuettnerheld.de

Berg & Partner GmbH - Ingenieurbüro, Malmedyer Straße 30, 52066 AachenAnsprechpartner: Helmut BergTelefon: 02 41 / 9 46 23-0, Fax: 02 41 / 9 46 [email protected] · www.bueroberg.de

biogasNRW GmbH, Höherweg 100, 40233 DüsseldorfAnsprechpartner: Christoph LangelTelefon: 02 11/8 21 46 [email protected] · www.biogas-nrw.com

CarboTech Engineering GmbH, Am Technologiepark 1, 45307 EssenAnsprechpartner: Dr. Schulte-Schulze BerndtTelefon: 02 01 / 17 21-9 15, Fax: 02 01 / 17 21-3 [email protected] · www.carbotech.info

DGE GmbH, Hufelandstraße 33, 06886 Lutherstadt [email protected] · www.DGE-Wittenberg.com

eco Naturgas Handels GmbH, Karl-Stieler-Straße 3, 12167 BerlinAnsprechpartner: Dr. Wolfgang TentscherTelefon: 030 / 79 78 04 [email protected] · www.biogas4all.de

7 Unternehmen im Bereich Biogas/Bioerdgaseinspeisung

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Energiefeld Bayern GmbH & Co. KG, München (Tochter der Erdgas Südbayern GmbH und der Schmack Biogas AG)

HAASE Energietechnik AG, 24531 Neumünster, Gadelander Straße 172Telefon: 0 43 21 / 8 78-0, Fax 0 43 21 / 8 78-29

HGC Hamburg Gas Consult GmbH, Heidenkampsweg 99, 20097 HamburgAnsprechpartner: Peter UhlTelefon: 0 40 / 2 35 33-34 02, Fax: 0 40 / 2 35 33-37 [email protected] · www.hgc-hamburg.de

Institut für Energetik und Umwelt gGmbH, Torgauer Str. 116, D-04347 LeipzigAnsprechpartner: Dr.-Ing. Frank ScholwinTelefon: 03 41 / 24 34-4 38, Fax: 03 41 / 24 34-1 [email protected] · www.ie-leipzig.de

Linde-KCA-Dresden GmbH, Bodenbacher Straße 80, 01277 DresdenTelefon: 03 51 / 250-30, Fax: 03 51 / 250-48 00 [email protected] · www.linde-kca.de

Loick AG / Cornpack GmbH & Co. KG, Heide 26, 46286 Dorsten-LembeckTelefon: 0 23 69 / 98 98-0, Fax: 0 23 69 / 98 98-98 [email protected] · www.loick-biowertstoffe.de

MPE ENERGIETECHNIK GmbH, Reudnitzer Str. 13, 04103 LeipzigTelefon: 03 41 / 9 60 5-5 98, Fax: 03 41 / 9 60 5-6 03

RES Renewable Energy Systems GmbH, Karlstraße 19, 80333 MünchenAnsprechpartner: Dr. Andreas Seebach Telefon: 0 89 / 3 16 05 79-0, Fax: 0 89 / 3 16 05 79-8 88, www.renewable-energy-systems.de · [email protected]

Schmack Biogas AG, Bayernwerk 8, 92421 SchwandorfTelefon: 0 94 31 / 7 51-0, Fax: 0 94 31 / 7 [email protected] · www.schmack-biogas.com

Schnutenhaus & Kollegen, Rechtsanwälte, Reinhardtstraße 29 B, 10117 BerlinAnsprechpartnerin: Dr. Antje KanngießerTelefon: 0 30 / 25 92 96-30, Fax: 0 30 / 25 92 [email protected] · www.schnutenhaus-kollegen.de

Mitglieder der ASUE Arbeitsgemein-schaft für sparsamen und umweltfreund-lichen Energieverbrauch e.V.

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www.asue.dewww.bioerdgas-online.de

bioerdgas regenerative energie mit zukunft

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