Die Gasversorgung in Deutschland ist seit Monaten unsicher. Zwar fließt wieder Gas durch die zwischenzeitlich abgeklemmte Pipeline Nord Stream 1. „Die Lage bleibt aber weiter ernst, da die Gasflüsse immer noch zu gering sind. Hiervon ist Süddeutschland besonders betroffen. Und es bleibt ungewiss, ob die aktuelle Liefermenge in den kommenden Monaten verlässlich ist“, erklärt Dr. Florian Bieberbach, Vorsitzender der Geschäftsführung der Stadtwerke München.

Um die Abhängigkeit von russischem Erdgas weiter zu reduzieren, greift die Bundesregierung nach jedem Strohhalm. So ist neben dem Import von Flüssigerdgas (Liquified Natural Gas, kurz: LNG) aus verschiedenen Ländern auch eine Laufzeitverlängerung von Kohle- und Atomkraftwerken im Gespräch. Denn in Deutschland wurden im Jahr 2021 etwa 20 % des Erdgases für die Stromerzeugung genutzt. Daher sieht auch Bayerns Energieminister Hubert Aiwanger in diesem Bereich große Einsparpotenziale. Daneben sei es notwendig, den Ausbau der erneuerbaren Energien zu intensivieren und zu beschleunigen.

Biogasbegrenzung aussetzen?

In Bayern stammten 2020 mehr als 52 % der Stromerzeugung aus regenerativen Quellen. Solarstrom (13,0 Terawattstunden, TWh) und Wasserkraft (11,1 TWh) leisteten den größten Betrag, gefolgt von Biomasse (10,1 TWh) und der Windenergie (4,9 TWh).

Monatelang ignorierte die Politik dagegen das Potenzial von heimischem Biogas, das sich zum Erdgasersatz „Biomethan“ aufbereiten lässt. Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck hat jedoch Ende Juli angekündigt, dass neben weiteren Maßnahmen auch eine kurzfristige Ausweitung der Biogasproduktion zu den Plänen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz gehört, um den Bedarf an russischem Erdgas kurzfristig zu reduzieren. Zur Sicherung der Gasversorgung im kommenden Winter sollen nach Aussagen des Wirtschaftsministers per Verordnung Begrenzungen der jährlichen Maximalproduktion ausgesetzt werden.

Großes Potenzial in Biogasanlagen

Viele bestehende Bioenergieanlagen haben nach Ansicht des Fachverbandes Biogas die Möglichkeit, kurzfristig ihre Gas-, Strom- und Wärmeproduktion zu erhöhen und so die Nutzung von Erdgas zu reduzieren. Das kurzfristig mobilisierbare technische Potenzial allein des bestehenden Biogasanlagenparks schätzt der Verband so ein, dass sich die Menge im Schnitt um 20 % erhöhen lässt. Das wären insgesamt 19 TWh Gas bzw. 7 TWh Strom, was ca. 4 % der russischen Erdgasimporte vor Ausbruch des Kriegs in der Ukraine entspricht.

Bislang gab es viele rechtlichen Hürden, die eine Ausweitung der Gasproduktion verhindert haben. So darf nach dem Baugesetzbuch bei baurechtlich privilegierten Anlagen eine Gaserzeugung von 2,3 Mio. Normkubikmeter Biogas pro Jahr nicht überschritten werden. Zudem ist nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) die vergütungsfähige Strommenge (Höchstbemessungsleistung) bei jeder Anlage auf einen bestimmten Wert begrenzt.

Auch wenn Mais unter Experten unbestritten viele Vorteile hat, ist der Einsatz aus Sicht der Branche in der Politik immer schwerer zu vermitteln. Opportun sind dagegen Rest- und Abfallstoffe wie Gülle oder Mist – zumal nur ein Fünftel der Güllemenge in Deutschland in Biogasanlagen vergoren wird.

THG-Quote als Erlösquelle

Das Thema bekommt auch starken Auftrieb, weil bei der Vergärung von Gülle und Mist hohe Einsparungen von Treibhausgasemissionen (THG) möglich sind. Das führt zu einer zusätzlichen Einnahmequelle für Biogasanlagenbetreiber: Wenn das aus Gülle und Mist hergestellte Biomethan als Kraftstoff verkauft wird, kann der Biomethanerzeuger diese Minderung in Form einer THG-Quote an den Inverkehrbringer, meist ein Mineralöl­konzern, verkaufen. Dieser kann sich dann die THG-Minderung gutschreiben ­lassen.

Bis zum Jahr 2030 müssen die Mineralölkonzerne ihren CO₂-Fußabdruck um 25 % senken. Heute liegt die Verpflichtung bei gerade 7 %. Die Steigerung löst eine hohe Nachfrage nach Biokraftstoffen mit hohem THG-Minderungspotenzial aus – wie z. B. Biomethan aus Gülle und Mist.

Biomethan beliebt bei Speditionen und anderen Flotten

Als Kraftstoff ist verflüssigtes Biomethan (Bio-LNG) bei Speditionen und anderen Flotten im Moment sehr beliebt. Denn es ermöglicht einen klimaschonenden Transport der Güter – für viele Kunden ein immer wichtigeres Argument. „Der Elektroantrieb ist im Schwerlastverkehr keine Option. Bio-LNG, also verflüssigtes Biomethan, ist eine Alternative in der Schifffahrt und bei Lkw“, erklärt Christian Löffler vom Biomethanhändler „Landwärme“.

Gerade im Vergleich zum viel diskutierten grünen Wasserstoff habe Biomethan einige Vorteile, sagt Löffler. So lässt sich Biomethan besser speichern und über große Distanzen transportieren. Außerdem ist die Herstellung ausgereifter. Wasserstoff dagegen hat das Potenzial, in wenigen Jahren große Mengen an Erdgas in der Industrie zu ersetzen. „Wir brauchen daher einen Dreiklang aus erneuerbarem Strom, grünem Wasserstoff und Biomethan“, sagt er.

Auch das Biomethanhandelsunternehmen bmp greengas sieht im Schwerlastverkehr einen langfristigen Absatzmarkt, weil es hier in den nächsten Jahren kaum Alternativen gibt. Gerade im Schwerlastverkehr sowie bei kommunalen Fahrzeugen wie im ÖPNV oder auf dem Bauhof sei das Biomethan als nahezu CO₂-freier Kraftstoff stark nachgefragt. Es werde schwer, die große Nachfrage zu befriedigen.

In Burghaun bei Fulda baut die Reefuelery derzeit die weltweit zweitgrößte Verflüssigungsanlage für Bio-LNG. Reefuelery ist ein Gemeinschaftsun­ternehmen des Tankstellenbetreibers avanca, dem Energieversorger Erdgas Südwest sowie der Erdgas Südwest-Tochter bmp greengas. In der Anlage sollen 180 t Bio-LNG pro Tag produziert werden. Damit könnten nach Schätzung von bmp greengas bis zu 4.500 Schwerlastfahrzeuge betrieben werden.

Regeneratives Gas attraktiver als Erdgas

Neuen Auftrieb geben dem Markt aber auch der aktuell sehr hohe Erdgaspreis sowie der Plan „REPowerEU“ der EU-Kommission, mit dem sich Europa unabhängiger von russischem Erdgas machen soll. Auch machen steigende CO2-Preise die regenerative Variante attraktiver gegenüber dem fossilen Gas.

Zudem ist es nach dem Gebäudeenergiegesetz möglich, Biomethan als Erfüllungsoption für erneuerbare Heizungen zu verwenden. Bedingung: Der Beimischungsanteil im verwendeten Gas muss bei mindestens 50 % liegen und die Heizung muss ein Brennwertkessel sein. „Zuletzt wegen der hohen Ver­gütungen von Biomethan-BHKW über 20 Jahre Laufzeit durch das EEG wird die Nachfrage langfristig steigen und ein gesicherter Absatzmarkt für das Gas entstehen“, erwartet Löffler (Landwärme).

Verkauf von flüssigem CO_²

Bei der Gasaufbereitung zu Biomethan wird vor allem CO₂ abgeschieden. Das Gas wird bislang nicht weiter genutzt. Es lässt sich aber verflüssigen und vermarkten. Das führt nicht nur zu zusätzlichen Erlösen, sondern steigt auch die CO₂-Minderung, was Vorteile beim Verkauf der THG-Quote hat.

Der Verkauf von verflüssigtem CO₂ könnte also eine neue Einnahmequelle werden. „Es gibt einen wachsenden Markt für grünes CO₂ wie z. B. in der Lebensmittel- oder Getränkeindustrie“, schildert er. Aber auch in Gewächshäusern, bei Feuerlöschern oder in der Wasseraufbereitung ist CO₂ gefragt.

Strom oder Gas?

Ob eine bestehende Biogasanlage auf die Biomethanproduktion wechseln sollte, hängt von verschiedenen Faktoren ab:

• Anlagengröße und Ausbaupotenzial: Eine Gasaufbereitung ist sehr teuer und rechnet sich in der Regel nur für Anlagen ab 500 kW (elektrische Leistung). Alternativ könnten sich mehrere kleinere Anlagen per Sammelleitung zusammenschließen und eine gemeinsame Aufbereitung bauen. „Wegen der stabilen und hohen Biomethanpreise insbesondere im Kraftstoffmarkt amortisieren sich die Investkosten in relativ kurzer Zeit“, sagt Löffler.
• Wärmenutzung: Lässt sich die im BHKW anfallende Wärme vor Ort sinnvoll und nachhaltig nutzen, kann die Strom- und Wärmeerzeugung lukrativer sein. Es gibt aber auch die Möglichkeit, Strom- und Wärmeerzeugung plus Gaseinspeisung zu kombinieren.
• Restlaufzeit EEG: Die aktuell sehr hohen Preise für Erdgas (und damit auch für Biomethan) machen eine Investition in die Gasaufbereitung attraktiv. Man muss trotzdem genau kalkulieren, ob die Gasaufbereitung und der Verkauf von Biomethan langfristig wirtschaftlicher ist als die staatlich garantierte Stromvergütung nach dem EEG bei der Vorortverstromung.
• Input-Mix: Je mehr Gülle, Mist und Reststoffe eine Anlage zur Verfügung hat, desto eher kommt sie für den Biomethanmarkt infrage.

Aufbereitungsverfahren: Überwiegend Absorptionsverfahren

Wer von der Stromerzeugung auf die Biomethanproduktion umsteigt, muss das Gas auf Erdgasqualität bringen. Auf dem Markt gibt es dafür verschiedene Verfahren, die alle ihre Vor- und Nachteile haben.

Von den rund 230 Gaseinspeiseanlagen in Deutschland nutzen 70 % Absorptionsverfahren wie Druckwasser- oder Aminwäsche. Auf die Druckwechseladsorption entfallen ca. 20 % und die relativ neuen Membrantrennverahren kommen auf 10 %, zeigt eine Auswertung von Landwärme. Gerade in kleinen und mittleren Biogasanlagen geht der Trend zur Membrantechnik.

Welches Verfahren sich wo eignet, hängt von vielen Faktoren ab, z. B. der nötigen Druckstufe im Gasnetz, dem Platzangebot beim Anlagenstandort, der gewünschten Gasreinheit oder auch davon, ob das CO₂ hinterher vermarktet werden soll. „Bezüglich CO₂-Vermarktung erweist sich die Druckwasserwäsche als sehr komplex. Bei anderen Verfahren lässt sich das CO₂ einfacher nutzen“, erklärt Löffler.

Die Aufbereitungskosten: ab 100 kW interessant

Die meisten Hersteller bieten Anlagen ab 100 m³/Stunde Rohgas an, ein Anbieter bereits ab 75 m³/h. Das kann schon für kleinere Biogasanlagen ab 100 kW elektrisch interessant werden. Die Kosten für die Aufbereitung sind abhängig von der Größe der Aufbereitungsanlage. „Man kann 1,7 Mio. € rechnen bei einer Anlage für 350 m³/h Biomethan und 2,4 Mio. € für eine Anlage mit einer Kapazität von 700 m³/h Biomethan“, erklärt Löffler. Kleine Anlagen kosten spezifisch mehr.

Mit geschickter Planung lässt sich Geld sparen, z.B., wenn der Betreiber sich für ein Membranverfahren entscheidet und statt der dritten Membranstufe eine CO₂-Verflüssigung einplant. Dann wird die Gasaufbereitung günstiger und er kann zusätzlich das CO₂ vermarkten.

Kleinanlagen berücksichtigen

Die Einspeisung von Biomethan ist für Florian Weh, Geschäftsführer des Beratungsunternehmens renergie Allgäu gut, wenn man sicherstellt, dass das Gas möglichst hochwertig verwendet wird: Für industrielle Prozesse oder als Kraftstoff für den Schwerlastverkehr. „Aber es darf nicht so bleiben, dass nur noch Anlagen über 1 MW wirtschaftlich sind. Wir müssen auch die Struktur der Kleinanlagen in Süddeutschland berücksichtigen“, fordert er.

Vielfach diskutiert wird, einzelne Biogasanlagen mit einer Mikrogasleitung zu verbinden, um das Gas dann in in einer gemeinschaftlichen, größeren Aufbereitungsanlage zu Biomethan zu veredeln. Aber das Vorgehen sieht Weh skeptisch: „Theoretisch ist das ein gangbarer Weg. Aber die Umsetzung ist extrem schwierig, da jedes Projekt individuell geplant werden muss. Das betrifft sowohl Sammelleitungen für Gas als auch für Gülle, wie wir an konkreten Projekten festgestellt haben.“

Neben vielen Verhandlungen mit Anlagenbetreibern und Flächenbesitzern zum Verlegen der Leitungen käme das wirtschaftliche Risiko dazu, das die Gemeinschaft gemeinsam tragen müsse. „Um den Biogasanlagenbestand schnell auszuweiten oder mehr Biomethan ins Netz zu bekommen, halte ich Lösungen für den Einzelbetrieb für sinnvoller. Hier kann man auf Standardkom­ponenten zurückgreifen“, sagt Weh. Wichtig wäre es aus seiner Sicht, dass die Politik die Entwicklung von kleinen Aufbereitungsanlagen fördert, bis sie wirtschaftlich sind.

Weh sieht künftig drei Klassen von Biogasanlagen: Biomethanerzeugung, Vorortverstromung und kleine Gülle­behandlungsanlagen, um die THG-Emissionen der Tierhaltung zu senken. „Der aktuell hohe Biomethanpreis wird sich auch weiterhin auf hohem Niveau stabilisieren. Denn die Politik erkennt zunehmend, dass man mit heimischem Biomethan die Gasimportabhängigkeit deutlich senken kann“, lautet der Ausblick von Christian Löffler vom Biomethändler Landwärme.