Aus der Biomethananlage: Flüssiges Gas für den Kraftstoffmarkt
Die Bioenergie Geest rüstet ihre Biomethananlage auf die Produktion von Bio-LNG und flüssigem CO2 um. Dazu gehört auch ein Rohstoffwechsel von Mais auf Wirtschaftsdünger.
Noch türmt sich die Maissilage meterhoch in den Silos der Bioenergie Geest GmbH & Co. KG aus Apensen (Landkreis Stade, Niedersachsen) auf. Künftig wird man hier weniger davon sehen: „Wir gehen jetzt in eine völlig neue Richtung mit Gülle und Mist“, erklärt Sven Plorin, Betriebsleiter der Anlage und einer der drei Geschäftsführer der Gesellschaft.
Für die Anlage ist das ein großer Umbruch. Die Bioenergie Geest war im Jahr 2011 als eine der ersten rein bäuerlichen Biomethan-Einspeiseanlagen ans Netz gegangen. Zu den 29 Kommanditisten zählen 28 Landwirte, die bislang den Mais liefern.
Vermarktung in Eigenregie
Das entstehende Rohbiogas wird mithilfe der Aminwäsche zu Biomethan aufbereitet. Die Wärme dafür liefert ein BHKW, das mit Biogas betrieben wird. Das ins Gasnetz eingespeiste Gas vermarktet die Bioenergie Geest an einen Gewerbebetrieb in Ostdeutschland, der damit mehrere BHKW betreibt. Dieser verkauft die Wärme und speist den erzeugten Strom ein, wofür er die EEG-Vergütung erhält. Da er neben der Grundvergütung auch den Bonus für nachwachsende Rohstoffe kassiert, konnte die Bioenergie Geest das Gas auch teurer verkaufen.
Doch Ende des Jahres läuft der Vertrag mit dem BHKW-Betreiber aus. Der Grund: Bei Erdgaskosten von ehemals 2 ct/kWh wollten viele BHKW-Betreiber auf die fossile Variante wechseln.
Neue Wirtschaftlichkeit
Doch seit gut einem Jahr hat sich die Situation gedreht: Erdgas ist mit über 15 ct/kWh so teuer geworden wie nie zuvor, Biomethan ist jetzt eine wirtschaftliche Alternative. Doch „Maisgas“ ist wegen der Teller-Tank-Diskussion unerwünscht. „Daher haben wir einen neuen Weg eingeschlagen“, sagt Plorin. Dieser sieht jetzt so aus:
Ende April unterzeichneten die Bioenergie Geest und das Schweizer Unternehmen Hitachi Zosen Inova (HZI) den Vertrag zur Gründung der Joint-Venture-Gesellschaft Apensen Verflüssigungs GmbH & Co. KG. HZI hatte im Jahr 2015 die Firma MT BioMethan übernommen, die die Gasaufbereitungsanlage in Apensen geliefert hatte.
Die Substratzufuhr der Anlage wird auf über 80 % Gülle und Mist umgestellt. Dieser stammt von Rinderbetrieben aus maximal 50 km Entfernung. Der Substratmix wird aus 15 % Mais, 25 % separierte Gülle, 25 % Mist und aus Rohgülle bestehen.
Der Anlagenbetrieb wird von 42 °C auf über 50 °C, also thermophile Vergärung, umgestellt. „Damit wollen wir die Gasausbeute des strohreichen Mistes erhöhen“, begründet Plorin das.
Die bestehende Gasaufbereitungsanlage wird ergänzt durch eine Methan- und CO2-Verflüssigung.
Die neue Gesellschaft kauft das Biomethan von der Bioenergie Geest. Die Verflüssigung gehört HZI, die die Bio-LNG-Produktion im Auftrag der Apsenen Verflüssigungs GmbH übernimmt.
Aus der produzierten Biomethanmenge – 350 m3 pro Stunde – sollen in Zukunft jährlich ca. 2.100 t biogenes LNG für den Treibstoffmarkt entstehen. Außerdem werden jährlich über 6000 t flüssiges CO2 produziert.
Das CO2 ist ein Nebenprodukt bei der Biogasaufbereitung. „Hier hat das Aminwäsche-Verfahren einen besonderen Vorteil, weil es CO2 in hochreiner Form abscheidet“, erklärt Plorin. Außerdem lässt sich die Abwärme des betriebseigenen BHKW nutzen. Damit wird die Waschlösung regeneriert.
Auch andere Aufbereitungsverfahren scheiden CO2 ab. „Aber bei Verfahren wie bei der Druckwechseladsorption oder der Druckwasserwäsche ist Strom nötig, um die Kompressoren anzutreiben“, erklärt Jens Becker, Geschäftsführer von HZI BioMethan. Bei der Bewertung der CO2-Minderung ist vorgeschrieben, dass hier der Strommix zugrunde gelegt wird. „Dieser hat aber einen schlechteren CO2-Fußabdruck als die BHKW-Abwärme.
Verkauf von THG-Quoten
Damit kann die Bioenergie Geest 20.000 t CO2-Äquivalente in Form von Treibhausgasquoten verkaufen. Bei rund 200 bis 300 €/t ist das eine nicht unerhebliche Einnahmequelle.
Diese ist zur Finanzierung der Umrüstung auch nötig. Denn der Umstieg auf Wirtschaftsdünger, der pro Tonne nur 30 bis 40 % der Gasausbeute wie Mais hat, ist eine massive Vergrößerung der Biogasanlage nötig. Während die Bioenergie Geest in die Rohstoffversorgung, Einbringtechnik und Gärstrecke einschließlich vier neuer Lagerbehälter knapp 9 Mio. € investiert, bringt HZI etwa die gleiche Summe für die Verflüssigungsanlagen und die Infrastruktur in das Projekt ein. Der Baubeginn soll noch in diesem Jahr sein, sodass gegen Ende 2023 reines Bio-LNG und flüssiges CO2 produziert werden könnte.
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Noch türmt sich die Maissilage meterhoch in den Silos der Bioenergie Geest GmbH & Co. KG aus Apensen (Landkreis Stade, Niedersachsen) auf. Künftig wird man hier weniger davon sehen: „Wir gehen jetzt in eine völlig neue Richtung mit Gülle und Mist“, erklärt Sven Plorin, Betriebsleiter der Anlage und einer der drei Geschäftsführer der Gesellschaft.
Für die Anlage ist das ein großer Umbruch. Die Bioenergie Geest war im Jahr 2011 als eine der ersten rein bäuerlichen Biomethan-Einspeiseanlagen ans Netz gegangen. Zu den 29 Kommanditisten zählen 28 Landwirte, die bislang den Mais liefern.
Vermarktung in Eigenregie
Das entstehende Rohbiogas wird mithilfe der Aminwäsche zu Biomethan aufbereitet. Die Wärme dafür liefert ein BHKW, das mit Biogas betrieben wird. Das ins Gasnetz eingespeiste Gas vermarktet die Bioenergie Geest an einen Gewerbebetrieb in Ostdeutschland, der damit mehrere BHKW betreibt. Dieser verkauft die Wärme und speist den erzeugten Strom ein, wofür er die EEG-Vergütung erhält. Da er neben der Grundvergütung auch den Bonus für nachwachsende Rohstoffe kassiert, konnte die Bioenergie Geest das Gas auch teurer verkaufen.
Doch Ende des Jahres läuft der Vertrag mit dem BHKW-Betreiber aus. Der Grund: Bei Erdgaskosten von ehemals 2 ct/kWh wollten viele BHKW-Betreiber auf die fossile Variante wechseln.
Neue Wirtschaftlichkeit
Doch seit gut einem Jahr hat sich die Situation gedreht: Erdgas ist mit über 15 ct/kWh so teuer geworden wie nie zuvor, Biomethan ist jetzt eine wirtschaftliche Alternative. Doch „Maisgas“ ist wegen der Teller-Tank-Diskussion unerwünscht. „Daher haben wir einen neuen Weg eingeschlagen“, sagt Plorin. Dieser sieht jetzt so aus:
Ende April unterzeichneten die Bioenergie Geest und das Schweizer Unternehmen Hitachi Zosen Inova (HZI) den Vertrag zur Gründung der Joint-Venture-Gesellschaft Apensen Verflüssigungs GmbH & Co. KG. HZI hatte im Jahr 2015 die Firma MT BioMethan übernommen, die die Gasaufbereitungsanlage in Apensen geliefert hatte.
Die Substratzufuhr der Anlage wird auf über 80 % Gülle und Mist umgestellt. Dieser stammt von Rinderbetrieben aus maximal 50 km Entfernung. Der Substratmix wird aus 15 % Mais, 25 % separierte Gülle, 25 % Mist und aus Rohgülle bestehen.
Der Anlagenbetrieb wird von 42 °C auf über 50 °C, also thermophile Vergärung, umgestellt. „Damit wollen wir die Gasausbeute des strohreichen Mistes erhöhen“, begründet Plorin das.
Die bestehende Gasaufbereitungsanlage wird ergänzt durch eine Methan- und CO2-Verflüssigung.
Die neue Gesellschaft kauft das Biomethan von der Bioenergie Geest. Die Verflüssigung gehört HZI, die die Bio-LNG-Produktion im Auftrag der Apsenen Verflüssigungs GmbH übernimmt.
Aus der produzierten Biomethanmenge – 350 m3 pro Stunde – sollen in Zukunft jährlich ca. 2.100 t biogenes LNG für den Treibstoffmarkt entstehen. Außerdem werden jährlich über 6000 t flüssiges CO2 produziert.
Das CO2 ist ein Nebenprodukt bei der Biogasaufbereitung. „Hier hat das Aminwäsche-Verfahren einen besonderen Vorteil, weil es CO2 in hochreiner Form abscheidet“, erklärt Plorin. Außerdem lässt sich die Abwärme des betriebseigenen BHKW nutzen. Damit wird die Waschlösung regeneriert.
Auch andere Aufbereitungsverfahren scheiden CO2 ab. „Aber bei Verfahren wie bei der Druckwechseladsorption oder der Druckwasserwäsche ist Strom nötig, um die Kompressoren anzutreiben“, erklärt Jens Becker, Geschäftsführer von HZI BioMethan. Bei der Bewertung der CO2-Minderung ist vorgeschrieben, dass hier der Strommix zugrunde gelegt wird. „Dieser hat aber einen schlechteren CO2-Fußabdruck als die BHKW-Abwärme.
Verkauf von THG-Quoten
Damit kann die Bioenergie Geest 20.000 t CO2-Äquivalente in Form von Treibhausgasquoten verkaufen. Bei rund 200 bis 300 €/t ist das eine nicht unerhebliche Einnahmequelle.
Diese ist zur Finanzierung der Umrüstung auch nötig. Denn der Umstieg auf Wirtschaftsdünger, der pro Tonne nur 30 bis 40 % der Gasausbeute wie Mais hat, ist eine massive Vergrößerung der Biogasanlage nötig. Während die Bioenergie Geest in die Rohstoffversorgung, Einbringtechnik und Gärstrecke einschließlich vier neuer Lagerbehälter knapp 9 Mio. € investiert, bringt HZI etwa die gleiche Summe für die Verflüssigungsanlagen und die Infrastruktur in das Projekt ein. Der Baubeginn soll noch in diesem Jahr sein, sodass gegen Ende 2023 reines Bio-LNG und flüssiges CO2 produziert werden könnte.
