„Mit Biogas durch die Energiekrise“ lautete das Motto der diesjährigen Biogastagung der Landwirtschaftskammer Niedersachsen. Mit 200 Teilnehmern war die hochkarätig besetzte Tagung restlos ausverkauft. Die starke Nachfrage zeigte, wie groß der Informationsbedarf der Anlagenbetreiber, aber auch der Firmenvertreter und Dienstleister ist. Denn fast genau ein Jahr nach Beginn der Gaskrise steht die Biogasbranche – anders, als anfangs von vielen erwartet – nicht als Retter, sondern wieder einmal stark verunsichert da. „Allein die Diskussion um die Erlösabschöpfung hat uns die zweite Jahreshälfte lange gequält“, berichtete Hermann Hermeling, der Vizepräsident der Landwirtschaftskammer.
Dazu kam die Preisrallye bei Dünger, Strom und Erdgas. Das hat den Biogasanlagenbetreibern zwar zwischenzeitlich höhere Einnahmen beschert. Gleichzeitig haben neue Auflagen und die unklaren politischen Rahmenbedingungen für Verunsicherung geführt. Darum denken viele Betreiber über einen Wechsel in den Biomethan- bzw. Biokraftstoffmarkt nach. „Die RED II ist ein wichtiger Treiber für die Biogasbranche geworden. Neue Gasaufbereitungsanlagen sind aktuell der Renner bei der Kammer, was wir an vielen Anfragen feststellen können“, sagte Hermeling.
Neue Märkte für Biogasanlagen
Auf Möglichkeiten für die Anlagenbetreiber ging Marktexperte Dr. Albert Hortmann-Scholten von der Landwirtschaftskammer Niedersachsen ein. Er berichtete von einer kompletten Neubewertung von Wirtschaftsdüngern: Waren die Güllenachweiskosten in Südoldenburg im Jahr 2019 auf Rekordhöhen von bis 20 €/m3 gestiegen, haben sich die Märkte komplett gedreht, Gülle und Mist haben als Dünger, aber auch als Substrat mit hoher Treibhauseinsparung in Biogasanlagen einen Wert erhalten. Der geplante Bau von einigen Großanlagen zur Produktion von Bio-LNG treibt den Markt weiter und erhöht die Nachfrage nach Wirtschaftsdüngern. „Dazu kommt die politische Reduktion der Tierbestände, was die Mengen von Gülle und Mist reduziert und Preis weiter nach oben treiben könnte“, erwartet er.
Was Anlagenbetreiber künftig auch beachten sollten: Stroh wird zum Einhalten der Tierwohlauflagen als Einstreumaterial wieder wichtiger und damit in einigen Regionen zu teuer als Substrat für Biogasanlagen. „Auch der internationale Maispreis steigt weiter an, was mit der immer häufiger auftretenden Sommertrockenheit zu tun hat“, berichtete er.
„In Zukunft sind die Anlagenbetreiber die Gewinner, die sich auf den Märkten am besten auskennen“, resümierte Moderator und Biogas-Arbeitskreisleiter Andreas Freytag von der Landwirtschaftskammer.
Strommarkt: Chance oder Risiko?
Biogasspezialist Peter Schünemann-Plag von der Bezirksstelle Bremervörde der Landwirtschaftskammer ging in seinem Vortrag der Frage nach, ob es sich jetzt noch für ältere Biogasanlagen lohnt, ein zweites Mal zu flexibilisieren. Denn beim weiteren Ausbau der Wind- und Solarstromanlagen werden die Zeiten mit Stromlücken immer geringer. Das bedeutet: Biogasanlagen müssen hoch flexibel fahren können, um diese Lücken zu schließen. „Dafür ist es aber wichtig, dass sie auch hohe Stromerlöse einfahren dürfen, ohne abgeschöpft zu werden“, betonte er. Genauso kritisierte er die Pläne der Politik, die energieintensive Industrie mit günstigen Strompreisen zu subventionieren. „Damit haben sie keinen Anreiz, den Verbrauch auf Zeiten mit viel Wind- und Solarstrom zu legen und so die Energiewende zu unterstützen.“
Als wichtiges Element für die künftige Wirtschaftlichkeit sieht er den lukrativen Verkauf von Wärme. Da bei Post-EEG-Anlagen der KWK-Bonus wegfällt, muss die Wärme hochwertig verkauft werden. Holztrocknung werden sehr wahrscheinlich unwirtschaftlich, Gärresttrocknung lohnt sich nur noch, wenn man damit Kosten für Lagerbehälter und Transport einspart. Interessante Wärmeabnehmer bleiben aber Wohngebiete, Großabnehmer wie Hotels und Schwimmbäder, Sporthallen, Gewächshäuser oder Industriebetriebe. „Der Anlagenbetreiber sollte sich beim Wärmeverkauf am Fernwärmepreis orientieren, der in Bremen z.B. bei rund 12 ct/kWh liegt“, regte er an. Die mögliche zu verkaufende Wärmemenge sieht er als Basis, von der aus die Größe des BHKW und damit der Überbauung abzuleiten ist. „Der Wärmeverkauf ist wichtig, um der steigenden Inflation zu begegnen“, lautete sein Credo.
Nicht alles auf eine Karte
Den Biogasstrom in Häppchen vermarkten rät Dr. Christof Petrick vom Direktvermarkter Energy2market (e2m) aus Leipzig. Dazu gehören verschiedene Optionen wie Futures, Regelenergie oder den Fahrplanbetrieb. Er erwartet künftig noch stärker schwankende Strompreise, die stark abhängig vom Wetter sind. Dürren wie im Sommer 2022 sorgen mangels Kühlwassers für Ausfälle bei Kraftwerken, wie die vielen Ausfälle der Atomkraftwerke in Frankreich gezeigt haben. Gleichzeitig sorgen ausgetrocknete Flüsse dafür, dass per Schiff angelieferte Brennstoffe nicht mehr ankommen. Ebenso gibt es Ausfälle von Wasserkraftwerken, die für die Regelenergie wichtig sind. All das sind Chancen für flexible Biogasanlagen. „Dazu kommt, dass Deutschland mittlerweile stark abhängig von norwegischem Gas ist. Eine einzige Havarie, wie in Texas 2022, könnte zu erneuten Energieengpässen führen“, warnt er.
Die von Tagungsteilnehmern geäußerte Sorge, dass der Ausbau der Wasserstoffwirtschaft die Absatzmöglichkeiten für Biogasstrom einschränken könnte, teilte er nicht: „Der Wasserstoff wird nicht zur Rückverstromung eingesetzt werden. Er wird in der Stahl- oder Chemieindustrie als hochwertiger Rohstoff benötigt.“
Gilbert Vogler von den Stadtwerken Rosenheim berichtete von einem deutsch-österreichischen Projekt zur Aufbereitung von Biomethan und einer Weiterentwicklung der Software „myPlant“. Dabei handelt es sich um eine Optimierungssoftware, die bei der Stromvermarktung die Füllstände von Gas- und Wärmespeicher, Strompreise und andere Faktoren berücksichtigt. „Die Software hilft dabei, den Strom bestmöglich an verschiedenen Märkten platzieren zu können“, sagte er.
Genauso arbeiten die Stadtwerke an einer Bündelung von mehreren Biogasanlagen über eine 24 km lange Rohgasleitung, um BHKW in der Stadt mit regional erzeugtem Biogas versorgen zu können. „Wir glauben, dass Biomethan ein wichtiger Einsatzstoff wird, um grüne Wärme vom Land in die Stadt zu bringen“, erklärte er.
Der künftige Gasbedarf
Mit der Frage, ob der aktuelle Boom bei der Gasaufbereitung zu Biomethan zu den künftigen Anforderungen im Energiesystem passt, beschäftigte sich Anica Mertins von der Hochschule Osnabrück. Sie zitierte Studien, wonach der Gasbedarf in Deutschland insgesamt zurückgehe: von 1000 Terawattstunden (TWh) im Jahr 2021 auf 330 TWh im Jahr 2045. „Den Großteil des Gases wird dann die Industrie benötigen, auch in Form von Wasserstoff“, erwartet sie.
Dennoch blieben Absatzchancen für Biomethan als Erdgasersatz, da nicht der komplette Erdgasbedarf durch grünen Wasserstoff ersetzt werden könne. „Zudem lassen sich der Schwerlastverkehr, Schiffe und Flugzeuge nicht elektrifizieren“, betonte sie. Auch mit einem verstärkten Import von Biomethan sei nicht zu rechnen, da viele Länder die Biomasse zur Eigenversorgung selbst benötigen.
Nach Untersuchungen der Hochschule liegen 60 % der Biogasanlagen in einer Entfernung von unter 10 km zum Gasnetz, 10 % sogar unter 1 km. Über einen Umstieg auf Biomethan können Anlagen ab einer Größe von 400 kW elektrisch nachdenken. „Aber Achtung: Ein Teil des Gasnetzes soll künftig umgewidmet werden für Wasserstoff, weshalb es dann nicht mehr zum Durchleiten von Biomethan genutzt werden kann“, warnt sie. Daher sieht sie Chancen in regionalen Geschäftsmodellen. Chancen könnte der Plan „RePowerEU“ der EU-Kommission bieten, die die europäische Biomethanmenge bis 2030 auf 35 Mrd. m3 im Vergleich zu heute nahezu verzehnfachen will.
Bündelung von Einzelanlagen
Häufig sind Biogasanlagen für eine effiziente Gasaufbereitung zu Biomethan zu klein. Daniel Schröer vom Institut für Agrarökonomie an der Universität Kiel hat dazu eine Modellierung von Rohgassammelleitungen vorgenommen. Danach könnten sich viele Anlagen zusammenschließen und eine gemeinsame Gasaufbereitung installieren. „Im Durchschnitt ergibt sich dadurch eine Reduktion der Systemkosten für die Gasaufbereitung von 25 bis 36 %“, hat er errechnet. Er rät also dazu, bei jedem Gasaufbereitungskonzept auch Betriebe in der Nähe anzusprechen. Die Gasaufbereitung könnte dann bei der Anlage installiert werden, die dem Gasnetz am nächsten liegt. Für die Rohgassammelleitung rechnet er mit Kosten von durchschnittlich 125 € pro laufenden Meter, die je nach Topographie, Bodenverhältnissen usw. höher ausfallen können. Damit alle Anlagen je nach THG-Minderung des Substratmixes und nach Gasqualität genau abgerechnet werden können, muss bei jeder Anlage eine genaue Datenerfassung und Gasmessung erfolgen.
Vermarktung von Bio-LNG und CO₂
Die Anlagengröße ist nicht so entscheidend, wenn sich das Produkt entsprechend gut vermarkten lässt. Das war der Tenor des abschließenden Vortrags von Justus Ruhe von Ruhe Biogas Service GmbH. Die Firma baut Verflüssigungsanlagen für Biomethan, um daraus Bio-LNG zu produzieren, sowie für das abgeschiedene CO₂. Beim Verkauf von Bio-LNG lässt sich eine Treibhausgasminderungsquote erzeugen, die handelbar ist. Der Quotenerlös übersteigt seit über einem Jahr den Gaspreis und macht die Vermarktung von Bio-LNG daher attraktiv. „Wenn man dann auch das CO₂ verflüssigt und an die Industrie verkauft, steigt die THG-Minderung und damit der Quotenerlös weiter an“, erklärte er. Aktuell gibt es 161 LNG-Tankstellen in Deutschland mit stark steigender Tendenz. Zudem sieht Ruhe in Schiffen einen interessanten Absatzmarkt. „Wir rüsten aktuell auch einen Traktor auf den Bio-LNG-Betrieb um, auch hier sehen wir noch viel Potenzial“, sagte er.
