„Biomethan wird in Europa eine stärkere Rolle im Energiemarkt spielen“
Im top agrar-Interview erklären Christian Löffler und Constantin Veitl vom Biomethanhandelsunternehmen Landwärme, welche Chancen Biogasanlagenbetriebe beim Einstieg in die Biomethanerzeugung haben.
Inwieweit hat der Krieg in der Ukraine die Nachfrage nach Biomethan beeinflusst?
Löffler: Durch den russischen Angriffskrieg ist deutlich geworden, dass die Energiepolitik der vergangenen Jahre eine fatale Abhängigkeit von fossilen Gasimporten verursacht hat. Die gestiegene Nachfrage nach einer krisensicheren Energieversorgung durch zum Beispiel Biomethan überrascht uns nicht. Biomethan leistet seit Jahren einen soliden Beitrag zur Energiewende, der jedoch leider bisher vernachlässigt wird. Das Erzeugungspotenzial ist noch lange nicht ausgeschöpft.
Welchen Stellenwert kann Biomethan in der Energiewende zukünftig einnehmen?
Veitl: Wir müssen uns von dem einen Energieträger als Heilsbringer für unsere Versorgung verabschieden. Es gilt die regionalen Erzeugungspotenziale zu nutzen und in einem System die Vorteile verschiedener Ressourcen sinnvoll zu kombinieren. In einem neuen Energiesystem wird es einen Dreiklang aus Wasserstoff, erneuerbarem Strom und grünem Methan geben müssen. Der Vorteil von Methan ist seine Vielfalt – das Gas lässt sich aus unterschiedlichen Ausgangsstoffen wie Biogas, Holzgas oder Wasserstoff herstellen und über die vorhandene Gasinfrastruktur transportieren. Auch die Speicherung und Anwendung von Biomethan im Gasnetz ist technologisch etabliert und hilft dabei, die Volatilität vieler Erneuerbarer zu reduzieren. Zudem ist Biomethan gerade für den Schwerlastverkehr und die Schifffahrt als Kraftstoff die sinnvolle Alternative zur Elektrifizierung. Aber auch im Wärmemarkt, ob als Ökogas in der Heizung oder über Kraft-Wärme-Kopplung, senkt Biomethan die Treibhausgasemissionen erheblich.
Wie bewerten Sie die politischen Instrumente zur Förderung von Biomethan?
Veitl: Hier müssen wir zwischen Strom- und Kraftstoffmarkt unterscheiden. Im Strommarkt ist das EEG ausschlaggebend. Mit der jüngsten Novelle hat die Bundesregierung die Verwendung von Biomethan als Energieträger für Spitzenlastkraftwerke priorisiert. Die jährliche Ausschreibungsmenge für Biomethan-BHKW wurde von 150 auf 600 MW angehoben. Zudem wurden die Vergütungssätze, also die Höchstgebotsgrenzen, erhöht. Auch die Leistungsobergrenze von 20 MW ist gefallen. Jedoch geht dies mit einer Verringerung der maximal möglichen jährlichen Laufzeiten einher, was gerade bei kleineren Wärmenetzen einen Biomethaneinsatz erschwert. An dieser Stelle soll Biomethan im sogenannten „Peaker-Kraftwerk“ die Fluktuation der PV- und Windstromproduktion ausgleichen und Erzeugungskapazität in der sogenannten Südregion stellen, leider zu Lasten der hocheffizienten KWK-Wärmenetze. Seit Jahren leisten Biomethan-BHKW mit grüner Wärme einen hohen Beitrag zur Dekarbonisierung in der Wohnungswirtschaft. Die Wärmewende hat aber insgesamt noch erheblichen Nachholbedarf, gerade bei Bestandsbauten. Mit Biomethan können vorhandene Gasheizungen ohne technisch kostspielige Umbauten sofort mit erneuerbarer Energie betrieben werden, denn nicht überall ist die Installation von Wärmepumpen möglich.
Welche Förderung gibt es im Kraftstoffmarkt?
Veitl: Die Treibhausgasminderungsquote ist hier ein starkes Mittel, die die Mineralölwirtschaft verpflichtet, ihre Emissionen im immer weiter ansteigenden Maße zu verringern. Durch jede Kraftstoffmenge, die in Verkehr gebracht wird, entsteht eine gewisse Menge CO₂. Diese Menge CO₂ muss zu einem bestimmten Prozentsatz kompensiert werden. Derzeit liegt diese zu erbringende Quote bei 7 % und steigt kontinuierlich auf 25 % im Jahr 2030. Die Mineralölindustrie hat verschiedene Optionen, ihre Quote zu erfüllen. Eine besondere Rolle spielen dabei fortschrittliche Biokraftstoffe, wie z.B. Biomethan aus Gülle oder Abfall und Reststoffen. Hierfür ist sogar ein Mindestanteil an der Inverkehrbringung von Kraftstoffen vorgesehen. Bis 2030 liegt dieser Anteil bei 2,6 %.
Wer von der Stromerzeugung auf die Biomethanproduktion umsteigt, muss das Gas aufbereiten. Welches Verfahren ist aus Ihrer Sicht zu empfehlen?
Löffler: Auf dem Markt sind mehrere etablierte Aufbereitungsverfahren gängig. Wichtig ist hier die individuelle Betrachtung der jeweiligen Größe der Biogasanlage und das bestehende Betriebskonzept. Von den über 230 bestehenden Anlagen nutzen 70% Absorptionsverfahren wie Druckwasser- oder Aminwäsche. Auf die Druckwechsel-Adsorptionstechnik entfallen ca. 20% und die relativ neuen Membrantrennverfahren finden sich zu etwa 10% am Markt. Wir sehen jedoch, dass gerade bei kleineren und mittleren Biogasanlagen der Trend zur Membrantechnik geht. Welches Verfahren sich wo eignet, hängt von vielen Faktoren ab, z.B. der Druckstufe im Gasnetz, dem Platzangebot auf der Anlage, der gewünschten Gasreinheit oder auch davon, ob das CO₂ hinterher vermarktet werden soll.
Inwiefern spielt die CO₂-Vermarktung eine Rolle?
Veitl: Bei der Biomethanaufbereitung wird das CO₂ aus dem Rohbiogas abgetrennt, um es in das Gasnetz einspeisen zu können. Wenn dieses CO₂ auch noch für industrielle Zwecke genutzt oder dauerhaft gespeichert wird, verbessert das die Treibhausgasbilanz und die Wertigkeit von Biomethan noch zusätzlich. Wir sprechen hier von dem sogenannten Carbon-Capture-Prinzip mit Speicherung (Storage, CCS) oder Verwendung (Usage, CCU). Das verflüssigte Kohlenstoffdioxid kann so zum Beispiel zusätzlich vermarktet werden. Die Erlöse aus dem CO₂-Verkauf und der Verbesserung der THG-Quote können auch bei Nawaro-lastigen Substratzusammensetzungen die Wirtschaftlichkeit verbessern.
Wo lässt sich das CO₂ einsetzen?
Veitl: Je nach Anwendung müssen Kriterien in Bezug auf die Reinheit erfüllt werden. Abhängig davon ist es zum Beispiel in Feuerlöschern, bei der Trinkwasseraufbereitung, als Rohstoff für synthetische Kraftstoffe, als Dünger in Gewächshäusern oder in der Getränkeindustrie sowie für Laboranwendungen gefragt. Darüber hinaus wird aber auch die Speicherung eine Rolle spielen und damit Negativemissionen erzeugen.
Ab welcher Größe werden die Aufbereitungsverfahren angeboten, welche Mindestbiogasmenge ist dafür nötig?
Löffler: Die Verfahren eignen sich bereits für kleinere Anlagen ab 350 bis 400 kW elektrisch. Angeboten werden Aufbereitungsanlagen in der Regel ab 100 m³/h Rohgas, es sind aber auch Anlagen ab bereits 75 m³/h auf dem Markt.
Welche Kosten muss man für eine Gasaufbereitung einrechnen?
Löffler: Die Kosten sind immer individuell für die betreffende Biogasanlage zu ermitteln. Man kann mit etwa 1,7 Mio. € für eine Anlage für 350 m3/h Biomethan und von 2,4 Mio. € für eine Anlage mit 700 m3/h Biomethan kalkulieren. Mit geschickter Planung lassen sich aber auch hier die Kosten sinnvoll gestalten. So kann anstelle eines dreistufigen zum Beispiel ein zweistufiges Membrantrennverfahren besser mit CO₂-Verflüssigung ergänzt werden.
Je größer eine Aufbereitungsanlage geplant wird, desto geringer werden die spezifischen Kosten. Eine Möglichkeit ist es auch, eine gemeinsame Aufbereitungsanlage anzudenken und eventuell Kooperationen mit benachbarten Anlagen einzugehen.
Wie wird sich Ihrer Meinung nach die Nachfrage nach Biomethan insgesamt entwickeln?
Veitl: Biomethan wird weiter gefragt sein. Mit zunehmender Errichtung neuer Biogas- und Biogasaufbereitungsanlagen kann Deutschland diesen Industriezweig noch ausbauen. Wir erleben zurzeit ein Europa in der Krise und können es uns nicht leisten, weiter von fossilen Energieimporten abhängig zu bleiben.
Die Zeichen stehen aktuell auf Biomethan. Vor allem im Kraftstoffbereich wird die Nachfrage in den nächsten Jahren weiter steigen. Währenddessen sorgt der EEG-Markt für Anlagenbetreiber für eine langfristige Perspektive und Planungssicherheit. Mit CCS bzw. CCU oder Bio-LNG können Betreiber die Wertigkeit ihres Biomethans noch steigern, ihre Absatzmärkte diversifizieren und die regionale Wertschöpfung steigern.
Auch die EU plant mit ihrem REPowerEU-Plan, den sie kürzlich zur Steigerung der Widerstandsfähigkeit des europäischen Energiesystems vorgelegt hat, Biomethan als wichtigen Energieträger ein. Ich bin überzeugt, dass Biomethan in naher Zukunft im inneuropäischen Energiemarkt eine entsprechend deutlich stärkere Rolle spielen wird. In Frankreich zum Beispiel sehen wir aktuell schon einen starken Zuwachs an Erzeugungskapazität. Hier muss Deutschland jetzt nachziehen. Zuletzt hat sich Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck zu Biogas und Biomethan bekannt – ein mutmachendes Signal. Der Ankündigung müssen jetzt Taten folgen und die Erzeugung angekurbelt werden.
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Inwieweit hat der Krieg in der Ukraine die Nachfrage nach Biomethan beeinflusst?
Löffler: Durch den russischen Angriffskrieg ist deutlich geworden, dass die Energiepolitik der vergangenen Jahre eine fatale Abhängigkeit von fossilen Gasimporten verursacht hat. Die gestiegene Nachfrage nach einer krisensicheren Energieversorgung durch zum Beispiel Biomethan überrascht uns nicht. Biomethan leistet seit Jahren einen soliden Beitrag zur Energiewende, der jedoch leider bisher vernachlässigt wird. Das Erzeugungspotenzial ist noch lange nicht ausgeschöpft.
Welchen Stellenwert kann Biomethan in der Energiewende zukünftig einnehmen?
Veitl: Wir müssen uns von dem einen Energieträger als Heilsbringer für unsere Versorgung verabschieden. Es gilt die regionalen Erzeugungspotenziale zu nutzen und in einem System die Vorteile verschiedener Ressourcen sinnvoll zu kombinieren. In einem neuen Energiesystem wird es einen Dreiklang aus Wasserstoff, erneuerbarem Strom und grünem Methan geben müssen. Der Vorteil von Methan ist seine Vielfalt – das Gas lässt sich aus unterschiedlichen Ausgangsstoffen wie Biogas, Holzgas oder Wasserstoff herstellen und über die vorhandene Gasinfrastruktur transportieren. Auch die Speicherung und Anwendung von Biomethan im Gasnetz ist technologisch etabliert und hilft dabei, die Volatilität vieler Erneuerbarer zu reduzieren. Zudem ist Biomethan gerade für den Schwerlastverkehr und die Schifffahrt als Kraftstoff die sinnvolle Alternative zur Elektrifizierung. Aber auch im Wärmemarkt, ob als Ökogas in der Heizung oder über Kraft-Wärme-Kopplung, senkt Biomethan die Treibhausgasemissionen erheblich.
Wie bewerten Sie die politischen Instrumente zur Förderung von Biomethan?
Veitl: Hier müssen wir zwischen Strom- und Kraftstoffmarkt unterscheiden. Im Strommarkt ist das EEG ausschlaggebend. Mit der jüngsten Novelle hat die Bundesregierung die Verwendung von Biomethan als Energieträger für Spitzenlastkraftwerke priorisiert. Die jährliche Ausschreibungsmenge für Biomethan-BHKW wurde von 150 auf 600 MW angehoben. Zudem wurden die Vergütungssätze, also die Höchstgebotsgrenzen, erhöht. Auch die Leistungsobergrenze von 20 MW ist gefallen. Jedoch geht dies mit einer Verringerung der maximal möglichen jährlichen Laufzeiten einher, was gerade bei kleineren Wärmenetzen einen Biomethaneinsatz erschwert. An dieser Stelle soll Biomethan im sogenannten „Peaker-Kraftwerk“ die Fluktuation der PV- und Windstromproduktion ausgleichen und Erzeugungskapazität in der sogenannten Südregion stellen, leider zu Lasten der hocheffizienten KWK-Wärmenetze. Seit Jahren leisten Biomethan-BHKW mit grüner Wärme einen hohen Beitrag zur Dekarbonisierung in der Wohnungswirtschaft. Die Wärmewende hat aber insgesamt noch erheblichen Nachholbedarf, gerade bei Bestandsbauten. Mit Biomethan können vorhandene Gasheizungen ohne technisch kostspielige Umbauten sofort mit erneuerbarer Energie betrieben werden, denn nicht überall ist die Installation von Wärmepumpen möglich.
Welche Förderung gibt es im Kraftstoffmarkt?
Veitl: Die Treibhausgasminderungsquote ist hier ein starkes Mittel, die die Mineralölwirtschaft verpflichtet, ihre Emissionen im immer weiter ansteigenden Maße zu verringern. Durch jede Kraftstoffmenge, die in Verkehr gebracht wird, entsteht eine gewisse Menge CO₂. Diese Menge CO₂ muss zu einem bestimmten Prozentsatz kompensiert werden. Derzeit liegt diese zu erbringende Quote bei 7 % und steigt kontinuierlich auf 25 % im Jahr 2030. Die Mineralölindustrie hat verschiedene Optionen, ihre Quote zu erfüllen. Eine besondere Rolle spielen dabei fortschrittliche Biokraftstoffe, wie z.B. Biomethan aus Gülle oder Abfall und Reststoffen. Hierfür ist sogar ein Mindestanteil an der Inverkehrbringung von Kraftstoffen vorgesehen. Bis 2030 liegt dieser Anteil bei 2,6 %.
Wer von der Stromerzeugung auf die Biomethanproduktion umsteigt, muss das Gas aufbereiten. Welches Verfahren ist aus Ihrer Sicht zu empfehlen?
Löffler: Auf dem Markt sind mehrere etablierte Aufbereitungsverfahren gängig. Wichtig ist hier die individuelle Betrachtung der jeweiligen Größe der Biogasanlage und das bestehende Betriebskonzept. Von den über 230 bestehenden Anlagen nutzen 70% Absorptionsverfahren wie Druckwasser- oder Aminwäsche. Auf die Druckwechsel-Adsorptionstechnik entfallen ca. 20% und die relativ neuen Membrantrennverfahren finden sich zu etwa 10% am Markt. Wir sehen jedoch, dass gerade bei kleineren und mittleren Biogasanlagen der Trend zur Membrantechnik geht. Welches Verfahren sich wo eignet, hängt von vielen Faktoren ab, z.B. der Druckstufe im Gasnetz, dem Platzangebot auf der Anlage, der gewünschten Gasreinheit oder auch davon, ob das CO₂ hinterher vermarktet werden soll.
Inwiefern spielt die CO₂-Vermarktung eine Rolle?
Veitl: Bei der Biomethanaufbereitung wird das CO₂ aus dem Rohbiogas abgetrennt, um es in das Gasnetz einspeisen zu können. Wenn dieses CO₂ auch noch für industrielle Zwecke genutzt oder dauerhaft gespeichert wird, verbessert das die Treibhausgasbilanz und die Wertigkeit von Biomethan noch zusätzlich. Wir sprechen hier von dem sogenannten Carbon-Capture-Prinzip mit Speicherung (Storage, CCS) oder Verwendung (Usage, CCU). Das verflüssigte Kohlenstoffdioxid kann so zum Beispiel zusätzlich vermarktet werden. Die Erlöse aus dem CO₂-Verkauf und der Verbesserung der THG-Quote können auch bei Nawaro-lastigen Substratzusammensetzungen die Wirtschaftlichkeit verbessern.
Wo lässt sich das CO₂ einsetzen?
Veitl: Je nach Anwendung müssen Kriterien in Bezug auf die Reinheit erfüllt werden. Abhängig davon ist es zum Beispiel in Feuerlöschern, bei der Trinkwasseraufbereitung, als Rohstoff für synthetische Kraftstoffe, als Dünger in Gewächshäusern oder in der Getränkeindustrie sowie für Laboranwendungen gefragt. Darüber hinaus wird aber auch die Speicherung eine Rolle spielen und damit Negativemissionen erzeugen.
Ab welcher Größe werden die Aufbereitungsverfahren angeboten, welche Mindestbiogasmenge ist dafür nötig?
Löffler: Die Verfahren eignen sich bereits für kleinere Anlagen ab 350 bis 400 kW elektrisch. Angeboten werden Aufbereitungsanlagen in der Regel ab 100 m³/h Rohgas, es sind aber auch Anlagen ab bereits 75 m³/h auf dem Markt.
Welche Kosten muss man für eine Gasaufbereitung einrechnen?
Löffler: Die Kosten sind immer individuell für die betreffende Biogasanlage zu ermitteln. Man kann mit etwa 1,7 Mio. € für eine Anlage für 350 m3/h Biomethan und von 2,4 Mio. € für eine Anlage mit 700 m3/h Biomethan kalkulieren. Mit geschickter Planung lassen sich aber auch hier die Kosten sinnvoll gestalten. So kann anstelle eines dreistufigen zum Beispiel ein zweistufiges Membrantrennverfahren besser mit CO₂-Verflüssigung ergänzt werden.
Je größer eine Aufbereitungsanlage geplant wird, desto geringer werden die spezifischen Kosten. Eine Möglichkeit ist es auch, eine gemeinsame Aufbereitungsanlage anzudenken und eventuell Kooperationen mit benachbarten Anlagen einzugehen.
Wie wird sich Ihrer Meinung nach die Nachfrage nach Biomethan insgesamt entwickeln?
Veitl: Biomethan wird weiter gefragt sein. Mit zunehmender Errichtung neuer Biogas- und Biogasaufbereitungsanlagen kann Deutschland diesen Industriezweig noch ausbauen. Wir erleben zurzeit ein Europa in der Krise und können es uns nicht leisten, weiter von fossilen Energieimporten abhängig zu bleiben.
Die Zeichen stehen aktuell auf Biomethan. Vor allem im Kraftstoffbereich wird die Nachfrage in den nächsten Jahren weiter steigen. Währenddessen sorgt der EEG-Markt für Anlagenbetreiber für eine langfristige Perspektive und Planungssicherheit. Mit CCS bzw. CCU oder Bio-LNG können Betreiber die Wertigkeit ihres Biomethans noch steigern, ihre Absatzmärkte diversifizieren und die regionale Wertschöpfung steigern.
Auch die EU plant mit ihrem REPowerEU-Plan, den sie kürzlich zur Steigerung der Widerstandsfähigkeit des europäischen Energiesystems vorgelegt hat, Biomethan als wichtigen Energieträger ein. Ich bin überzeugt, dass Biomethan in naher Zukunft im inneuropäischen Energiemarkt eine entsprechend deutlich stärkere Rolle spielen wird. In Frankreich zum Beispiel sehen wir aktuell schon einen starken Zuwachs an Erzeugungskapazität. Hier muss Deutschland jetzt nachziehen. Zuletzt hat sich Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck zu Biogas und Biomethan bekannt – ein mutmachendes Signal. Der Ankündigung müssen jetzt Taten folgen und die Erzeugung angekurbelt werden.
