Biogas aus erneuerbaren Rohstoffen kann entweder zur Erzeugung von Strom und Wärme vor Ort genutzt oder über eine Aufbereitungsanlage zu Biomethan weiterverarbeitet werden. Die entsprechenden Techniken stehen zur Verfügung und sind im Markt eingeführt. Bei allen Prozessschritten ist darauf zu achten, dass die Emissionen von Methan bzw. kritischen Nebenprodukten minimiert werden. Da der Neubau von Biogasanlagen auf Basis von Gülle und nachwachsenden Rohstoffen nach Kürzung von Subventionen im EEG kaum noch ökonomisch sinnvoll zu realisieren sind, richtet sich die Aufmerksamkeit auf bisher noch in geringem Umfang genutzte Siedlungs- und Industrieabfälle. Hier muss die Qualität von der Sammlung der Bioabfälle über die Vergärung bis zur Biogasherstellung sichergestellt werden. Eine Ergänzung der bestehenden Kompostierungsanlagen durch vorgeschaltete Vergärungsstufen, eine Ausdehnung der getrennten Sammlung von Bioabfällen und die Verringerung der Investitionskosten für solche Anlagenkombinationen könnten zu einem neuen Schub für die Produktion von Biogas bzw. Biomethan führen. Die Vermarktung auf regionaler Ebene bietet interessante Chancen für einen „Biomassekreislauf“ und für die dezentrale Energieerzeugung aus erneuerbaren Ressourcen.

1 Einleitung

Gasförmige Kohlenwasserstoffe, vom Methan (CH4) angefangen bis zum Isobutan (i-C4H10), werden vor allem zur Wärmeerzeugung (Prozessenergie, Heizen, Kochen) genutzt und seit etwa zwanzig Jahren auch als Kraftfahrzeugtreibstoffe eingesetzt. Methan, das einfachste organische Molekül, ist der Hauptbestandteil des Erdgases und gleichzeitig Haupt- bzw. Endprodukt aller biologischen Abbauprozesse unter Ausschluss von Luftsauerstoff. Erdgas enthält je nach Herkunft neben Methan weitere Kohlenwasserstoffe wie Ethan, Propan, Butan oder Ethen. Wichtigste Nutzer von aus Erdgas erzeugter Prozessenergie sind Gaskraftwerke. Sie erreichen heute in Form der GuD-Kraftwerke bei der Stromerzeugung einen Wirkungsgrad von über 60 %. Die kurzkettigen Moleküle dienen auch der Chemieindustrie als wichtige und nicht substituierbare Grundstoffe.

Die Nutzung von Methan aus regenerativen Quellen hat gegenüber Erdgas den Vorteil, klimaneutral zu sein. Auf der anderen Seite ist Methan ein Treibhausgas, das 25-mal wirksamer ist als CO2. Es darf daher keinesfalls unverbrannt freigesetzt werden, diffuse Emissionen sind unbedingt zu vermeiden. Für die Herstellung von Methan aus regenerativen Quellen (im Folgenden auch als Biomethan bezeichnet) kann man auf organische Reststoffe zurückgreifen. Da diese Abfälle – je nach Konsistenz – nur begrenzt lagerfähig sind und Methan selbst gasförmig gelagert werden kann, hat man damit den einzigen regenerativen Energieträger, der neben seiner Grundlastfähigkeit auch flexibel nach Bedarf eingesetzt werden kann. Im Folgenden wollen wir der Frage nachgehen,

  • wie und woraus Biogas erzeugt werden kann,

  • welche Mengen heute und mittelfristig aus unterschiedlichen Quellen zur Verfügung gestellt werden können,

  • wie die Abfallwirtschaft diesen Prozess vorantreiben kann,

  • welche wirtschaftlichen Randbedingungen es dabei zu beachten gilt.

2 Was alles zählt zu den Bioabfällen?

Wir subsumieren unter Bioabfälle alle abbaubaren, organischen Abfälle natürlichen Ursprungs einschließlich entsprechender Abfallfraktionen aus dem Gewerbe. Bioabfälle können grundsätzlich auf unterschiedlichen Wegen verwertet werden:

  • Aerober Abbau unter Sauerstoff- und Energiezufuhr, vor allem in Kompostierungsanlagen, mit den wesentlichen Endprodukten Kohlendioxid, Wasser und Kompost

  • Anaerober Abbau unter Sauerstoffabschluss und Energiegewinnung in Fermentations- oder Vergärungsanlagen zu Methan, diversen Zwischen- bzw. Nebenprodukten und einem Vergärungsrückstand

  • Verbrennung des gesamten Bioabfalls oder heizwertreicher Fraktionen (Holz) unter Energierückgewinnung

  • Stoffliche Verwertung, sofern entsprechende Strukturen vorliegen bzw. isoliert werden können

Organische Reststoffe stellen ein breites Spektrum an Substraten unterschiedlicher Herkunft dar, die aufgrund von Siedlungsstrukturen, individuellem Verhalten, in- oder externer Verwertung organischer Reststoffe in der regionalen Industrie nicht nur in unterschiedlichen Mengen anfallen, sondern auch unterschiedliche Eigenschaften besitzen. Daher gibt es keine allgemein gültigen Konzepte, die auf alle Regionen oder die verschiedenen organischen Abfälle immer angewendet werden können. Vielmehr verlangt eine konkrete Strategie für die Behandlung von Bioabfall regional angepasste Lösungen, beeinflusst durch den geografischen Umkreis und Transportwege, politische Grenzen, Siedlungsstrukturen u. a. m.

Biomasse zersetzt sich „von selbst“ – je nach Struktur und äußeren Bedingungen wie Temperatur und Feuchtigkeit in unterschiedlicher Geschwindigkeit und zu mannigfachen Abbauprodukten. So führt die in vielen EU-Ländern noch anzutreffende Deponierung von organischen Reststoffen zu unkontrollierbaren Reaktionen im Deponiekörper. Unter anaeroben Bedingungen finden im Deponiekörper die gleichen biochemischen Reaktionen der einzelnen Reaktionsphasen (Hydrolyse, Versäuerung, Methanisierung) statt wie im Biogasfermenter. Der Prozess verläuft im Deponiekörper wesentlich langsamer als in einer Biogasanlage und ist nicht steuerbar. Die Gasemissionen werden über Gasbrunnen gefasst, können jedoch nur zu max. etwa 50 % erfasst und genutzt werden. Daher entweichen auch aus geordneten Deponien für Siedlungsabfall große Mengen an Methan und problematischen Nebenprodukten in die Umwelt.

Nicht alle Biomassereststoffe sind für die Produktion von Biogas geeignet. Zum Beispiel eignen sich holzige Strukturen nicht für die Vergärung. Bei strukturreichen Materialien, die einen Wassergehalt von über 50 % und hohe Anteile an Lignin und Zellulose aufweisen, ist die Kompostierung das Verfahren der Wahl zur Reduzierung der organischen Bestandteile. Bei ligninhaltigen biogenen Reststoffen (Holz), die einen Wassergehalt unter 30 % aufweisen, ist die Verbrennung in Biomasseheizkraftwerken der effizienteste Weg einer energetischen Nutzung, da diese ohne Zufeuerung verheizt werden können. Reststoffe mit hohem Proteingehalt sind für die Kompostierung ungeeignet, können aber zusammen mit einem geeigneten Co-Substrat im Fermenter behandelt werden. Auf der anderen Seite sind z. B. Speiseabfälle, die einen mittleren Wassergehalt von ca. 65 % aufweisen, nicht ohne Weiteres kompostierbar. Biomassen mit einem geringen Ligninanteil und einem hohen Wassergehalt über 50 % eignen sich sehr gut zur Erzeugung von Biogas. Die grundsätzliche Eignung verschiedener Substrate für die Vergärung ist Abb. 14.1 zu entnehmen. Da viele Bioabfälle unterschiedliche Verwertungswege gehen können bzw. wegen rechtlicher Restriktionen – z. B. Schlachtabfälle, Klärschlamm – nur bestimmte Wege genutzt werden dürfen, stehen als wesentliche Rohmaterialien neben den sogenannten Energiepflanzen wie Mais für die Biogasgewinnung

  • Bioabfälle aus Haushalten,

  • Abfälle aus der Gastronomie und Kantinen,

  • Abfälle aus der Lebensmittelindustrie,

  • Abfälle aus der Tierhaltung (Gülle)

zur Verfügung.

Abb. 14.1
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Eignung von Substraten für die energetische Nutzung in Vergärungs- oder Verbrennungsanlagen, verändert nach Kern et al. (2003)

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Während mit dem Hausmüll gesammelte Biomasse unter Gewinnung von Energie verbrannt wird, konkurrieren bei der Verwertung von getrennt erfasster Biomasse aus dem Siedlungsabfall Kompostierung und Vergärung. Kompostierungsanlagen sind auf die Reduzierung der organischen Masse und die Gewinnung von Kompost ausgerichtet. Im Gegensatz dazu soll über die Vergärung Biogas als heizwertreicher Energieträger produziert werden; der Gärrest muss so weit behandelt werden, dass er ebenfalls in der Landwirtschaft als Bodenverbesserer bzw. organischer Dünger eingesetzt werden kann. Während beim Kompostierungsvorgang keine Energie gewonnen werden kann, sondern vor allem Strom für die Aggregate der Anlage benötigt wird, wird der entsprechende Aufwand bei der Vergärung von der erzeugten Energie gedeckt und es entsteht ein Energieüberschuss. Es bleibt nach Abzug von betrieblich benötigtem Strom bzw. Wärme ein Nettoenergieertrag über, den man „über den Daumen“ mit mindestens 100 kWh je Mg Input beziffern kann –, je nach Anlagentyp, Inputmaterial und Fahrweise der Anlage können auch weitaus höhere Nettoerträge erzielt werden. Die Kombination von Vergärung und Kompostierung an einem Standort ist eine besonders interessante und zunehmend praktizierte Lösung. Das bei der Vergärung erzeugte Biogas kann vor Ort verstromt werden und zusammen mit der anfallenden Abwärme den Energiebedarf beider Anlagen decken, wobei der verbleibende Stromüberschuss ins Netz eingespeist wird. Bei Verwendung von Abfällen aus der Biotonne ist eine Hygienisierung erforderlich. Für die Gärreste besteht in der Kombination von aerober und anaerober Technik die Möglichkeit der weiteren Behandlung in der Kompostierungsanlage („Nachrotte“) zur weiteren Reduzierung der organischen Substanz und damit verbunden zur Vermeidung von Treibhausgasemissionen.

3 Gewinnung von Biogas und Biomethan

3.1 Vergärung zu Biogas

Der anaerobe biochemische Abbau in der Vergärungsanlage verläuft in drei voneinander abhängigen Schritten. Dabei werden organische Substanzen zu den Endprodukten Methan (CH4), Kohlendioxid (CO2), verschiedenen gasförmigen Nebenprodukten und einem festen Gärrest abgebaut. Hohe Methanausbeute und stabil laufende Prozesse sind das Ziel; dagegen steht ein zunehmender technischer Aufwand. Für die Vergärung müssen Temperaturen von ca. 33–38 °C oder alternativ von 50–55 °C im Reaktionsraum eingestellt werden. Zudem ist ein Feuchtgehalt des Materials von in der Regel 70–90 % erforderlich. Nur dann laufen mikrobiologische Vorgänge effizient ab. Für Vorbehandlung und die Konstruktion des Fermenters, des Herzstücks der Anlage, müssen die Eigenschaften des jeweiligen Substrats berücksichtigt werden. In der Regel benötigt der Abbau des Substrats zwischen 15 und 30 Tagen. Einzelheiten sind (FNR 2013) zu entnehmen.

Biogasanlagen können ein- und mehrstufig betrieben werden. Bei einer einstufigen Prozessführung laufen alle mikrobiologischen Abbauschritte gleichzeitig in einem Reaktor ab. Die Bedingungen sind nicht für alle am Prozess beteiligten Mikroorganismen gleich optimal, sodass Reaktionen langsamer und mit geringerer Methanausbeute verlaufen (Stegmann et al. 2001; Fricke und Franke 2002). Bei mehrstufigen Prozessen findet eine apparative Trennung der Hydrolyse und Gärung von der Bildung von Essigsäure und der darauf folgenden Methanbildung statt, sodass die Prozessbedingungen an die jeweils beteiligten Mikroorganismen angepasst werden können (Fricke 2002). Damit erreicht man eine höhere Prozessstabilität und höhere Ausbeuten (Weiland 2001). Für die Vergärung von Siedlungsabfällen werden meist einstufige Anlagen eingesetzt.

Für die Behandlung von Bioabfällen stehen Nass- und Trockenvergärungsanlagen zur Verfügung. In den letzten Jahren hat sich die Trockenvergärung durchgesetzt, wobei zwei Anlagentypen unterschieden werden:

  • Kontinuierliche Vergärung, vorwiegend als Pfropfenstromverfahren ausgeführt

  • Diskontinuierliche Vergärung mit mehreren parallel betriebenen Faulräumen

Einer Kapazität von etwa 350.000 Mg Nassvergärung steht über 1.000.000 Mg Kapazität an Trockenvergärung gegenüber mit etwa gleich großen Kapazitäten im kontinuierlichen bzw. diskontinuierlichen Verfahren. Über 90 % der Anlagen sind einstufig ausgeführt. Die spezifisch höchsten Biogaserträge in einstufigen Anlagen lassen sich mit der kontinuierlichen Trockenvergärung erzielen, die etwa 30 % über dem diskontinuierlichen Verfahren liegen. Die Nassvergärung liegt dazwischen. Da der Eigenstrombedarf des diskontinuierlichen Verfahrens geringer ist als der Verbrauch der konkurrierenden Verfahren, liegt die Differenz bei der Nettostromerzeugung noch bei etwa 20 % (Fricke et al. 2013).

Sofern Vergärungsanlagen nach der dreißigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (30. BImSchV) genehmigt werden (für Anlagen < 1 MW gilt bei Einhaltung weiterer Begrenzungen, wie z. B. < 10 Mg Abfallinput pro Tag, das Baurecht), gelten Vorgaben für die Emission der Gesamtmenge an Kohlenstoffverbindungen, also auch Methan, in den Abluftströmen. Emissionen müssen aber über alle Verfahrensschritte betrachtet werden, zumal CH4 als Treibhausgas weitaus kritischer ist als CO2. Neben den gefassten Abluftströmen muss die Emission aus diffusen Quellen, von der Anlieferung über die Lagerung, die Öffnung der Faulbehälter (vor allem bei diskontinuierlich arbeitenden Anlagen), die Gärrestlagerung und die Weiterverarbeitung der Gärreste betrachtet werden. Die Gärreste können ausschließlich in der Vegetationsperiode der Pflanzen ausgebracht werden, was eine fünfmonatige Lagerkapazität für die Gärreste erforderlich macht. Neue Gärrestlager werden ausschließlich geschlossen mit Gasabzug ausgeführt, bei Altanlagen gibt es noch eine Vielzahl offener Gärrestlager, die ein hohes Treibhauspotenzial haben.

3.2 Aufbereitung von Biogas zu Biomethan

Das durch Vergärung gewonnene Biogas enthält neben CH4 und CO2 noch Schwefelwasserstoff (H2S), Ammoniak (NH3) sowie weitere Spurengase. Zudem ist es mit Wasserdampf gesättigt. Je nach anschließender Weiterverwendung des Biogases sind verschiedene Aufbereitungsschritte erforderlich.

Das erzeugte Biogas kann vor Ort genutzt, in ein lokales Netz oder das allgemeine Gasnetz eingespeist werden. Die direkte Nutzung an der Anlage, am sinnvollsten in Form von Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), wird derzeit am häufigsten realisiert. Das Biogas kann mit geringem Reinigungsaufwand über einen Gasmotor verstromt werden (ATV/DVWK 2002). Optimal wird die entstehende Abwärme ganzjährig in Form von „Nahwärme“ genutzt. Ideale Abnehmer, am besten in Kombination, sind neben dem Eigenbedarf der Anlage Schwimmbäder, Krankenhäuser und Holztrocknungsanlagen. Beim Neubau großer Vergärungsanlagen wird zunehmend eine Aufbereitung zu Erdgasqualität und eine anschließende Einspeisung ins Gasnetz realisiert.

Bei einer Verwendung in einem BHKW sind nur die Abtrennung von H2S und Trocknung des Gases erforderlich. Bei unzureichender Abtrennung von H2S kommt es in der Anlage zu Korrosionsprozessen. Soll eine Einspeisung ins allgemeine Gasnetz erfolgen, sind zusätzliche Aufbereitungsschritte nötig. Die Zielparameter werden durch die Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) sowie durch die DVWG, Datenblätter G260 und G262, festgelegt. Die Aufbereitung des Gases auf L-Gas bzw. H-Gas-Qualität lässt sich in drei Teilschritte, die nahezu vollständige Entschwefelung, Kohlendioxidabscheidung und die Trocknung, auftrennen. Einzelheiten zu den in Deutschland angewandten Verfahrenskombinationen enthält Tab. 14.1.

Tab. 14.1 Charakterisierung gängiger Verfahren zur Herstellung von Biomethan (dena 2014b)
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Für die Verstromung genügt eine Reduzierung der H2S-Konzentration auf 500 mg/Nm3, während für die Einspeisung ins Gasnetz maximal 30 mg/Nm3 Gesamtschwefel bzw. 5 mg H2S gestattet sind. Für die Abtrennung des Schwefels stehen mehrere Verfahren zur Verfügung, wie z. B. die biologische Entschwefelung zur Umwandlung von H2S unter Sauerstoffzufuhr in elementaren Schwefel und Wasser. Diese Entschwefelung kann sowohl im Fermenter als auch in externen Reaktoren geschehen. Eine chemische Alternative ist die Zugabe von Eisensalzen direkt im Fermenter, wobei ausfallende Eisensulfide anschließend aus dem Reaktor ausgeschleust werden. Ferner gibt es noch die biochemische Gaswäsche.

Für die Einspeisung ins Gasnetz muss CO2 bis auf eine zulässige Restkonzentration von max. 4 % abgeschieden werden. Der „Methanschlupf“, d. h. der Anteil an Methan, der durch die Aufreinigung verloren geht, ist unterschiedlich hoch. Aus wirtschaftlichen und ökologischen Gründen ist auf einen möglichst geringen Methanschlupf zu achten. Nach einer Umfrage (BNA 2013) haben in Deutschland die Druckwechseladsorption (PSA), die Druckwasserwäsche (DWW) und chemische Waschverfahren (Aminwäsche) etwa gleiche Marktanteile. Zudem gibt es noch physikalisch-organische Waschverfahren (Genosorb) und das Membranverfahren. Die Möglichkeit der kryogenen Abtrennung des CO2 spielt aufgrund des hohen technischen Anspruchs und des Energiebedarfs bisher keine Rolle.

Die Druckwechseladsorption arbeitet mit mehreren parallel geschalteten Reaktionsbehältern, in denen zeitgleich die Schritte Adsorption, Desorption, Evakuierung und Druckaufbau durchgeführt werden. Als Adsorptionsmittel kommen Aktivkohle und Molekularsiebe zum Einsatz.

Bei der Druckwasserwäsche wird das Gas zunächst zweistufig verdichtet, um dann eine Absorptionskolonne zu durchlaufen. Bei der anschließenden Entspannung werden die Schadstoffe aus dem System entfernt.

Bei der Aminwäsche wird das Gas mit einer Waschflüssigkeit vermischt. Das jeweils eingesetzte Amin reagiert mit CO2 zu einer wasserlöslichen Verbindung, sodass es aus dem Gas entfernt wird. Die Amine werden über eine Desorptions- bzw. Regenerationsstufe im Kreislauf gefahren.

Die physikalisch-organischen Wäschen ähneln der Druckwasserwäsche. Statt Wasser wird dem verdichteten Gas ein Glykolether (Selexol oder Genosorb) beigemischt. Durch Kreislaufführung ist eine Rückgewinnung der Waschlösung möglich.

Membranverfahren nutzen die unterschiedlich hohen Diffusionskoeffizienten der im Gas befindlichen Stoffe. Die Gasreinheit wird durch die gewählte Membran (Celluloseacetat oder aromatische Polyamide), die Membranoberfläche und die Anzahl der Trennstufen gesteuert.

Zur Trocknung des Gases werden Kondensations-, Absorptions- und Adsorptionsverfahren eingesetzt. Die Kondensationstrocknung findet üblicherweise in gekühlten Gasleitungen statt. Dabei werden auch weitere wasserlösliche Gase und Aerosole abgeschieden. Bei der Adsorptionstrocknung wird das Gas durch ein Adsorbens, (z. B. Kieselgele, Aluminiumoxid) geleitet. Zur weiteren Verwendung muss das Adsorbens regeneriert werden. Bei der Absorptionstrocknung wird dem Gas im Gegenstrom eine Waschlösung (z. B. Glykol) zugeführt. Wie bei der Adsorptionstrocknung ist eine anschließende Regeneration der Lösung nötig.

Die Gesamtkosten der Gasaufbereitung hängen von vielen Variablen ab, angefangen vom Substrat für die Vergärung bis zu den Qualitätsanforderungen an Biomethan, und liegen bei 1,8 bis 8,3 ct/kWh (BNA 2013).

4 Verwertung von Bioabfällen

Wie sieht die energetische Verwertung von Bioabfällen heute aus? Der Verbrauch an Primärenergie lag in Deutschland 2013 bei insgesamt 14.005 PJ, davon lieferten erneuerbare Energieträger 11,8 %, der Löwenanteil stammte aus fester und gasförmiger Biomasse (7,2 %), flüssigen Biokraftstoffen (1,2 %) und Abfällen (0,7 %) (BMWiE 2014). Der Beitrag biogener Stoffe zum gesamten Primärenergieverbrauch liegt demnach bei etwa 9 %. Angesichts der stark steigenden Nutzung von Holz im Wärmemarkt kann dieser Anteil mittelfristig noch einmal deutlich zunehmen und damit über 10 % wachsen.

Bei der Stromerzeugung wurde von insgesamt 631,4 TWh (2013) ein Anteil von 42,5 TWh aus Biomasse gedeckt, dazu kommt die energetische Verwertung biogener Abfälle in Abfallverbrennungsanlagen mit 5,2 TWh (AGEB 2014). Die etwa 7800 Biogasanlagen hatten an der Stromerzeugung einen Anteil von 24,3 TWh bei einer installierten Kapazität von rd. 3500 MW. Damit sind 80 % der Anlagenkapazität im Jahr 2013 verfügbar gewesen.

Die Anzahl der Biogasanlagen hat sich in den letzten 15 Jahren etwa verzehnfacht, deren Gesamtkapazität liegt aufgrund der großen hinzugebauten Anlagen sogar fast um den Faktor 30 höher. Treiber war das EEG mit Einspeisungsvorrang und garantierten Einspeisungspreisen. Grenzt man im Strommarkt die Erneuerbaren Energien ab, dann ergibt sich der in Tab. 14.2 dargestellte Beitrag diverser Energieträger biogenen Ursprungs (Bergs 2013).

Tab. 14.2 Anteil der Biomasse am Markt der Verstromung erneuerbarer Energieträger. (Bergs 2013)
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Neben der Biogaserzeugung aus Biomasse hat die Nutzung von Holz vor allem in mittelgroßen Heizkraftwerken einen großen Anteil an der Stromerzeugung aus Biomasse. Das Klärgasaufkommen bleibt begrenzt, die Menge an Deponiegas wird tendenziell sinken, da die Hausmülldeponien mittlerweile schon zehn Jahre geschlossen sind, und die Methanproduktion langsam abnehmen wird. Bei der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan war ein erhebliches Wachstum zu verzeichnen; allerdings handelt es sich heute erst (Stand: Juli 2014) um etwa 170 Anlagen, von denen ca. 20 noch im Bau sind (dena 2014a). Die Einspeisekapazität lag 2013 bei 665 Mio. Nm3, etwa 11 % des von der Bundesregierung für 2020 geplanten Wertes. Der Energiegehalt der Biomethaneinspeisung entspricht etwa 6,6 Mrd. kWh. Der gesamte deutsche Erdgasverbrauch betrug 2013 945 Mrd. kWh.

Das Biogasaufkommen aus der Vergärung von Siedlungsabfällen ist noch vergleichsweise gering. Die getrennt gesammelte Biomasse aus den Siedlungsabfällen – immerhin etwas über 100 kg pro Einwohner und Jahr, eine im europäischen Vergleich hohe Quote – wird heute überwiegend kompostiert. 63 VergärungsanlagenFootnote 1, die etwa 0,55 TWh Strom erzeugen, stehen nahezu 1000 Kompostierungsanlagen gegenüber. Allerdings sind Kompostierungsanlagen z. T. sehr klein; bei offenen Anlagen für Grünabfall sind Jahreskapazitäten unter 5000 Mg anzutreffen. Die Gesamtkapazität an Kompostierungsanlagen liegt bei etwa 12 Mio. Mg. Das Statistische Bundesamt gibt für 2010 Sammelmengen von 4,3 Mio. Mg an Bioabfall und 4,6 Mio. Mg an Grünabfall an, in Summe 8,9 Mio. Mg (Destatis 2013). Nach einer Erhebung des Humus- und Erden-Fachverbands wurden insgesamt 9,5 Mio. Mg/a getrennt gesammelt, dies allerdings unter Einschluss von knapp 0,8 Mio. Mg organischen Abfällen aus anderen Herkunftsbereichen (Schneider 2013). Mit Stand des Jahres 2012 wurden etwas mehr als 1 Mio. Mg Bio- und Grünabfälle über Vergärungsanlagen in Biogas umgewandelt, während etwa 8,5 Mio. Mg kompostiert wurden; eine Zusammenfassung findet sich in Tab. 14.3 (Fricke et al. 2013).

Tab. 14.3 Status der Bio- und Grünabfallverwertung 2012 in Deutschland. (Fricke et al. 2013)
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Geht man davon aus, dass ca. 50 % der getrennt gesammelten Bio- und Grünabfälle vergärbar sind, so beträgt das zu erschließende Potenzial für die Biogasherstellung etwa 5 Mio. Mg Input (Fricke et al. 2013); Einzelheiten sind Tab. 14.4 zu entnehmen. Aufgrund der vorhandenen Infrastruktur der Kompostierungsanlagen könnten also der Kompostierung vorgeschaltete Vergärungsstufen diese Menge zusätzlich zu Biogas umsetzen.

Tab. 14.4 Heutige Struktur der Behandlung von Bioabfällen aus Haushalten und potenzielle Erhöhung des Inputs der Vergärung (Fricke et al. 2013)
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Der Anschlussgrad an die Biotonne liegt derzeit bei etwa 44 Mio. Bürgern.

Der heute von den Kommunen nicht getrennt erfasste Bio- bzw. Grünabfall

  • wird im eigenen Garten verarbeitet („Eigenkompostierung“),

  • wird von den Bürgern in der Restabfalltonne entsorgt und trägt zur Energiegewinnung in Müllheizkraftwerken bei,

  • wird im Garten bzw. auf dem Feld verbrannt,

  • wird bei privaten Entsorgern abgegeben (Kompostierungsanlagen),

  • wird illegal im Wald oder am Wegrand entsorgt.

Eine Zusammenstellung der Ergebnisse zahlreicher Untersuchungen zu den noch aktivierbaren Mengen an Bioabfällen findet sich in der sächsischen Bioabfallpotenzialstudie (Wagner et al. 2012). Die Gesamtmenge an Bioabfällen wird in einer soeben veröffentlichten Arbeit (Oetjen-Dehne et al. 2014) wie folgt abgeschätzt:

  • Bioabfall: 6,6 Mio. Mg

  • Grünabfall:14,5 Mio. Mg

In dieser Studie wird eine mittelfristig erreichbare zusätzliche „Abschöpfung“ an Bioabfall von 4,7 bis 4,9 Mio. Mg angenommen; maximal sei mit 6,7 bis 9,1 Mio. Mg zu rechnen, wobei dabei unterstellt wird, dass Mengen aus der Eigenkompostierung zugunsten der Biotonne abgezogen werden (Oetjen-Dehne et al. 2014). Gerade im ländlichen Raum spielt die Eigenkompostierung eine große Rolle. Im Laufe der 1990er-Jahre wurde die Kompostierung im eigenen Garten, ja auch auf dem Balkon, in einigen Städten als Abfallverwertungsmaßnahme populär gemacht. Andere Autoren sehen die Umsteuerung von der Eigenkompostierung in die Biotonne als kritisch an. Nach einer Studie des Witzenhausen-Instituts ist mit einem deutlich geringeren verbleibenden Potenzial in Höhe von 4 bis 5 Mio. Mg zu rechnen, von dem mittelfristig 1 bis 2 Mio. Mg mobilisierbar sein sollen (Kern 2013). In einer weiteren Untersuchung zur flächendeckenden Einführung der Biotonne wird ein zusätzliches Aufkommen von 2 Mio. Mg geschätzt (Fricke et al. 2013). Man geht davon aus, dass auch bei optimierter Getrennterfassung ca. 10 kg Bioabfall je Einwohner im Restabfall verbleiben. Das gesamte Potenzial lässt sich also nicht ausschöpfen. Die Gründe liegen neben der Eigenkompostierung auch in der Schwierigkeit bei der Erfassung von qualitativ hochwertigem Bioabfall in verdichteten Innenstädten und in der ökologisch und ökonomisch nicht vertretbaren Sammlung von Streusiedlungen im ländlichen Raum (VKU 2014).

Wir können daher insgesamt von der Möglichkeit der Vergärung von etwa 5,3 Mio. Mg bereits getrennt gesammelten Bioabfalls und der zusätzlichen Erfassung von bis zu 2 Mio. Mg ausgehen. Mit einer ersten Abschätzung ergibt sich dadurch eine Primärenergieausbeute von 3 bis 4 TWh bzw. bei Verstromung von etwa 1 TWh netto. Dies gilt für den Vergleich mit der Kompostierung; bei der Verbrennung steht eine Reduzierung der dort erzielten Energieausbeute gegenüber.

5 Ökonomische Perspektiven: Wo bzw. wann rechnet sich Biogas?

Mit der Novelle des EEG im Jahr 2014 ergeben sich wesentliche Änderungen für den Biogasmarkt im Vergleich zum „alten“ EEG bzw. der Novelle 2012. In Tab. 14.5 findet sich ein Vergleich der Einspeisevergütungen. Hinzu kommt der eingezogene „Deckel“ für geförderte neue Anlagen von 100 MW pro Jahr. Die Autoren sehen den Sinn der letzten und der angekündigten weiteren EEG-Reform darin,

  • die steigenden Umlagen für die Stromverbraucher einzudämmen,

  • die Erneuerbaren Energien stärker an den Markt heranzuführen,

  • den Ausbau so zu gestalten, dass die Versorgungssicherheit durch fluktuierende Einspeisung nicht gefährdet wird,

  • und aus ökologischer Sicht nicht überzeugende Entwicklungen zu stoppen.

Tab. 14.5 Vergleich der Förderung von Biomasseanlagen nach EEG vor und nach der Reform 2014 (Anlage)
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Bioenergie aus Pflanzen ist flächenintensiv und stößt in dicht besiedelten Regionen an Grenzen. Durch die Streichung des Gasaufbereitungsbonus und der Einsatzstoffvergütungsklassen vor allem für Energiepflanzen wie Mais verschlechtert sich die EEG-Vergütung für die Stromerzeugung aus Biomethan gegenüber dem EEG 2012 für diese Substrate um bis zu 40 %. Daher kommen nun Fraktionen aus dem Siedlungsabfall in den Fokus für die Biogaserzeugung. Rest- und Abfallstoffe sind kostengünstige Alternativen im Vergleich z. B. zu Energiemais. Branchenvertreter schätzten unmittelbar nach der EEG-Reform die Chancen für ein erneutes Wachstum des Biogasmarkts mithilfe von Rest- und Abfallstoffen pessimistisch ein (dena 2014a). Es wird vielmehr ein Ersatz der Energiepflanzen durch biogene Reststoffe erwartet, der die Gesamtproduktion an Biogas bestenfalls kompensieren kann. Die Frage stellt sich, ob die Mengen aus dem Siedlungsabfall

  • zum einen für die weitere Entwicklung des Biogasmarkts bedeutend genug sind,

  • zum anderen genügend Geld mitbringen, um die entfallenen Subventionen auszugleichen.

Das Biogaspotenzial aus Gülle, Energiepflanzen und Feldnebenprodukten übersteigt mit über 20 Mrd. m3 pro Jahr das aus Siedlungsabfällen und Industrie mit etwa 1 Mrd. m3 (Hüttner et al. 2006). Ein vergleichbarer Boom für Biogas aus Haushalten ist also nicht zu erwarten. Allerdings sind die Potenziale hier weitgehend noch zu erschließen. Erhebliche Mengen an Bio- und Grünabfällen werden heute kompostiert. Die kommunalen oder privaten Kompostierungsanlagen wurden zu einem großen Teil bis zum Inkrafttreten des Verbots der Deponierung nicht vorbehandelter Siedlungsabfälle im Jahr 2005 errichtet. Viele davon kommen ans Ende der Abschreibungszeit und müssen ohnehin technisch auf neuen Stand gebracht werden. Dies führt zu einem Nachdenken über kombinierte Lösungen von Vergärung und Kompostierung, die teurer sein können als die ausschließliche Erzeugung von Kompost. Sie müssen daher ökologisch überzeugen. Eine wichtige Voraussetzung für ökologische Vorteile besteht in der Minimierung des Methanschlupfs. Denn der direkte Methanausstoß aus diffusen Quellen in die Umwelt aus der anaeroben Stufe samt Gärrestelager sowie einer eventuellen Gasaufbereitungsanlage darf nicht die ökologischen Vorteile wieder zunichtemachen, die durch energetische Nutzung der Biomasse generiert werden. Daher sollte die Vergärungsanlage technisch und ökonomisch optimiert werden:

  • Die Anlage ist auf geeignetes Substrat durch Abtrennung von holzigen Bestandteilen und deren energetische Nutzung auszurichten. Bioabfälle aus Haushalten können z. B. durch Reste der Lebensmittelherstellung (Molkereien, Großbäckereien, Schlachthofabfälle, Brauereien etc.), so weit verfügbar, ergänzt werden.

  • Sofern die Verstromung vor Ort erfolgt, ist eine optimierte Wärmenutzung notwendig.

  • Im Fall der Einspeisung ins Gasnetz muss die Aufbereitungsanlage hinsichtlich Kapital- und Betriebskosten minimiert werden, was in einem sich entwickelnden Markt durchaus möglich ist. Allerdings sind die Fixkosten der Aufbereitungsanlagen so hoch, dass sie sich bei kleinen Vergärungsanlagen nicht rechnen.

  • Das Gärproduktlager muss gasdicht abgedeckt werden (Fördervoraussetzung nach EEG 2012), was gleichzeitig die Chance bietet, daraus einen Gasspeicher zu machen.

  • Gärprodukte sind (ggf. in der Kompostierungsanlage) nachzubehandeln, wobei die Bildung von Methan, Ammoniak und Lachgas durch Primärmaßnahmen unterdrückt wird; u. U. ist eine Nachverbrennung der Abluft vorzusehen.

  • Der Methanschlupf aus der Gasaufbereitung ist durch Nachverbrennung zu beseitigen (u. U. gemeinsame Fackel oder katalytische Nachreinigung mit der Vergärungsstufe).

  • Der Nettostromexport kann um 10 bis 15 % durch Verbesserung des Wirkungsgrads der Gasmotoren sowie Minimierung des Eigenverbrauchs erhöht werden.

Daneben bieten sich zwei weitere ökonomische Chancen auf dem Strommarkt: Zum einen die Direktvermarktung, wobei die Marktprämie monatlich neu aus den Börsenpreisen der EPEX errechnet wird, zum anderen die Lieferung von Regelenergie. Hierzu bedarf es einiger technischer Investitionen, vor allem beim Gasspeicher. Bei seiner Auslegung ist zu beachten, dass Bioabfälle zwar das ganze Jahr über anfallen, allerdings in wechselnder saisonaler Zusammensetzung. Grünabfälle sind begrenzt lagerfähig, während die nassen Küchenabfälle, Marktabfälle etc. möglichst rasch verarbeitet werden sollten. Der Flexibilitätszuschlag nach EEG beträgt jetzt noch 40 EUR/kW gegenüber 130 EUR/kW nach früherer Rechtslage.

Bei der Vermarktung des Biogases als Treibstoff kann wegen der Verdopplung der Quote bei Einsatz von Bioabfällen und einigen anderen Reststoffen, z. B. aus der Zellstoffindustrie (36. BImSchV, § 7 Abs. 1), eine höhere Kostendeckung erzielt werden als bei bloßer Einspeisung ins Gasnetz. Dies hängt u. a. von der Länge notwendiger Gasleitungen, Tanks etc. ab. Die Situation für die Verwertung im Verkehr wird durch Verdopplung der Anrechenbarkeit abfallstämmigen Biomethans für die Biokraftstoffquote ab 2015 deutlich günstiger.

Ein wichtiger Treiber für Biogas ist die Abfallgesetzgebung. Nach § 11 Abs. 1 KrWG ist ab dem Jahr 2015 die flächendeckende Erfassung von Bioabfällen vorgeschrieben. Dies bedeutet nicht eine Biotonne vor jeder Haustür, aber eine Ausweitung des heutigen Angebots der Bio- und Grünabfallsammlung. Die Interessenvertretung der kommunalen Unternehmen (VKU) denkt an eine Erfassungsmenge von durchschnittlich 130 kg Bio- und Grünabfall pro Einwohner. VKU wie auch die Organisation der privaten Entsorgungsunternehmen (BDE) sprechen sich für einen Einstieg in die Biogaserzeugung aus. Das NRW-Umweltministerium möchte die Vergärung als Mindeststandard für die biologische Abfallbehandlung etablieren (MKUNLV 2013). Ob dies die kommunalen Entscheidungsträger tatsächlich bindet, bleibt abzuwarten. Das eindeutige Verbot der offenen Verbrennung von Gartenabfällen und dessen Überwachung durch die Ordnungsbehörden würde eine weitere Ausdehnung der getrennten Bioabfallsammlung unterstützen, ein unter ökologischen Gesichtspunkten dringend notwendiger Schritt.

6 Vermarktung von Biogas

Die Erzeugung von Biogas aus Abfallprodukten hat auch und vor allem in Deutschland weiterhin große Chancen, vor allem wenn technisch effiziente und einfache Lösungen realisiert werden. Der Boom der Anlagen auf Basis von Mais als Co-Substrat ist allerdings mit den letzten EEG-Reformen vorbei. Deutsche Biogastechnik kann in anderen Ländern erfolgreich verkauft und adaptiert werden,

  • in denen die zentrale Energieversorgung nicht gesichert ist und landwirtschaftliche Restprodukte bisher nicht zur lokalen Energiegewinnung eingesetzt wurden, oder

  • in denen die Bevölkerungsdichte die Nutzung großer Flächen für den Anbau von Energiepflanzen erlaubt.

Die Nutzung von Siedlungsabfällen für die Erzeugung von Biogas bzw. Biomethan wird durch die Aufgeschlossenheit der deutschen Bevölkerung für Erneuerbare Energie und den Charme regional wirksamer Konzepte begünstigt. Biogas aus Energiepflanzen erfreut sich wegen „Tank oder Teller“-Diskussionen keines so guten Rufs. Allerdings ist die Bereitschaft, für eine Abfallverwertung zu Biogas mehr Geld zu bezahlen, gering. Daher müssen neue Planungen durch Optimierung aller Bedingungen auf der Input-, Betriebs- und Outputseite zu kostengünstigeren Lösungen führen als zu Zeiten hoher Subventionen. Bei der Biogasverstromung ist zur Kostenoptimierung eine Nutzung der Abwärme erforderlich und ökologisch sinnvoll. Der Vertrieb von Biomethan über das Gasnetz kann und muss intensiv beworben werden, wobei der vertrauensbildende Begriff Biomethan angesichts der Herkunft des Gases aus erneuerbaren Rohstoffen wie auch der Produktion durch Vergärung korrekt gewählt ist. Angesichts der Veränderungen im EEG wird allerdings Biomethan vermutlich stärker in den Verkehrssektor eindringen (dena 2014a), auch wenn dies angesichts der erzeugbaren Mengen ein regional bestimmter Nischenmarkt bleiben dürfte.

Die Ausdehnung der getrennten Sammlung und Verarbeitung von Bioabfällen bedarf der Akzeptanz von Komposten und aufbereiteten Gärresten in der Landwirtschaft. Dafür muss eine hohe, am besten zertifizierte QualitätFootnote 2 im Hinblick auf Hygienisierung und Nährstoffgehalt sichergestellt werden. Vor allem muss die Biogasbranche beweisen, dass sie bei der Nutzung von Rest- und Abfallstoffen die Emissionen in der gesamten Prozesskette „im Griff hat“Footnote 3. Das ist eine entscheidende Voraussetzung für die Vermarktung von Energie aus Biogas bzw. von Biomethan, was ja bei regionalen Lösungen mit der Bioabfallsammlung beginnt. Vor Ort müssen Kommunalverwaltungen zusammen mit Unternehmen, die mit der getrennten Sammlung von Bioabfall betraut sind, viel Überzeugungsarbeit leisten, um entsprechend hochwertiges Material in guter Qualität zu bekommen – „Biogut“ ist ein Anspruch! Dabei spielen die Qualität von Vergärungsanlage und Gasaufbereitung eine entscheidende Rolle für die Motivation der Bürger bei der Abfalltrennung. Eine regionale Lösung kann zu einer hervorragenden Marktposition von Biomethan gegenüber Erdgas führen –, aber die dauerhafte Sicherung der Akzeptanz gelingt nur bei glaubwürdiger Organisation der Aufbereitungskette.

Kommunen können eventuelle Mehrkosten der Anaerob-Technik gegenüber der Kompostierung durch Gebühren für die Abfallbeseitigung decken. Wenn man dies als Beitrag zum Klimaschutz betrachtet, lassen sich die u. U. höheren Kosten politisch rechtfertigen. Ein für die Bürger anschauliches Beispiel, wie in Berlin realisiert, geben die bisher noch wenigen Müllsammelfahrzeuge mit Gasmotoren, die Biomethan als Treibstoff nutzen. Durch deren zentrale Betankung bei begrenztem Einsatzradius sind die Einstiegskosten für die Tankstellen im Vergleich zu einem öffentlich zugänglichen Netz geringer. Inwieweit sich der Einsatz gasbetriebener Nutzfahrzeuge durchsetzt, muss die Zukunft zeigen. Bei der Beschaffung ist zwischen den Vorteilen der Biogasbetankung und dem Nachteil größerer Tanks und verminderter Zuladung abzuwägen.

6.1 Fazit

Eine nachhaltige Nutzung von Abfallbiomasse wird in Zukunft mehr und mehr durch Kaskaden bestimmt werden, also eine mehrfache Verwendung, in der Regel beginnend mit der stofflichen Verwertung vor allem von chemisch interessanten Strukturen. Daraus hergestellte neue Massenprodukte können nach Gebrauch in Biogas umgewandelt bzw. direkt energetisch genutzt werden. Diese Kaskaden sind exemplarisch zum Teil in der Lebensmittelindustrie realisiert. Der Erfolg der Ausweitung der Kaskadennutzung von Biomasse bis zur energetischen Verwertung in Biogasanlagen hängt von der in den einzelnen Stufen erreichbaren Wertschöpfung ab. Die Biogasbranche muss diese Entwicklung antizipieren und proaktiv nach Synergien suchen. Bisher sind diese Entwicklungen eher industriell getrieben von der Vermeidung bzw. Verminderung von Entsorgungskosten und der Deckung des Energiebedarfs für den eigenen Produktionsprozess.