Biogasanlagen erzeugen künftig nicht nur Strom

Konzepte für die Zeit nach dem EEG

Für viele Biogas- und Photovoltaikanlagen endet in den nächsten Jahren der zwanzigjährige Förderzeitraum durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Für diese Anlagen stellt sich die Frage, wie sie ohne gesicherte Einspeisevergütung für den erzeugten Strom wirtschaftlich weiterbetrieben werden können. Auf der ALB-Tagung „Post-EEG-Nutzungsvarianten für regenerativen Strom“ am vergangenen Mittwoch auf dem Eichhof wurden verschiedene Nutzungskonzepte vorgestellt.

Für landwirtschaftliche Biogasanlagen ergeben sich verschiedene Folgekonzepte, wenn die EEG-Förderung endet. Die Erzeugung von Strom ist dabei nur eine Option. Peter Ackermann von der Agrarberatung Nordhessen betonte, dass er gute Chancen sieht, die Anlagen weiter zu betreiben. Zumal die Klimadiskussion und die höheren Preise an der Strombörse zu einer neuen Perspektive für Biogasanlagen führen können.

„Die Zukunft der Verwertung von Biogas wird in mehreren Bereichen liegen“, ist der Berater überzeugt. Eine Option, vor allem für kleinere Anlagen, ist die Fortsetzung der Strom- und Wärmeproduktion im Rahmen des EEG 2021. „Das ist am einfachsten umzusetzen“, sagte Ackermann. Der Vergütungszeitraum verlängert sich dabei um weitere zehn Jahre.

Keine Eigenstromnutzung außerhalb der Anlage

Der Berater skizzierte folgende Rahmenbedingungen: Alle Anlagen müssen in die Ausschreibung, das Höchstgebot für Bestandsanlagen ist auf 18,40 ct/kWh festgesetzt. Die Degression beträgt ab 2022 pro Jahr 1 Prozent. Die Flexprämie beträgt 50 Euro je kW. Für Biogasanlagen mit einer Leistung bis 500 kW wird in den Jahren 2021 bis 2025 ein Zuschlagswert von 0,50 Euro/kWh gezahlt. Zudem dürfen maximal zu 40 Masseprozent Mais, Getreide oder Körnermais gefüttert werden.

„Der Maisdeckel ist für die Anlagenbetreiber selten ein Problem“, so der Berater. Die Bestimmung, dass keine Eigenstromnutzung außerhalb der Anlage erlaubt ist, trifft die Betreiber eher. „Das ist nicht schön. Wir haben die Eigenstromnutzung eigentlich als Geschäftsfeld gesehen“, erklärte Ackermann. Er riet allen Anlagenbetreibern, sich vor der Entscheidung die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen der Anlage genau anzusehen und durchzukalkulieren. Diese können sehr unterschiedlich sein, wie Ackermann an einer Beispielkalkulation aufzeigte.

Biogasanlage kann Nährstoffe und Sprit liefern

Gute Chancen für den Weiterbetrieb sieht Ackermann auch in der Nutzung der Biogasanlage als Nährstofflieferant, vor allem für Biobetriebe. „Die Wertschöpfung im Ackerbau erhöht sich durch die bessere Verfügbarkeit von Nährstoffen um zirka 200 Euro“, verdeutlichte der Berater. Eine Bio-Biogasanlage könne nach aktuellen Regelungen anteilig konventionell erzeugte Inputstoffe aufnehmen: Mais mit bis zu 25 Prozent des Gesamtinputs, auch konventioneller Pferde- und Schafmist sowie Rinder- und Schweinemist von Betrieben mit weniger als 2,5 GV/ha sind erlaubt.

In der Umstellung auf die Produktion von Biomethan sieht Ackermann nur Chancen für größere Anlagen, weil die Investitionen für eine Gasaufbereitungsanlage bei mindestens 1 Mio. Euro liegen. „Das kommt von zehn Anlagen in Hessen nur für zwei bis drei in Frage“, schätzt Ackermann. Der Biomethan-Preis reichte bisher nicht aus, um die Anlagen wirtschaftlich zu betreiben. Die Erlöse liegen nach Angaben des Beraters bei 6 bis 7 ct/kWh. Zusatzerlöse seien aber möglich, weil sich für Gas aus Gülle oder Mist durch die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) ein weiterer Markt ergeben habe. „Hier sind Erlöse deutlich über 15 Cent möglich.“

Die Herstellung von Kraftstoff aus Biomethan ist nach Aussage von Ackermann nur für Anlagen interessant, die bereits Biomethan erzeugen. Abnehmer könnten regionale Speditionen sein. Den Markt für grünen Wasserstoff bezeichnete der Berater als spannend, aber es gebe erst Versuchsanlagen. Dennoch sieht er darin ein enormes Potenzial für Biogasanlagen.

Bio-LNG und THG-Quoten sichern die Zukunft

Wie die Zukunft von Post-EEG Biogasanlagen aussehen könnte, zeigten zwei Praktiker-Berichte. Ihre Konzepte sind sehr unterschiedlich. Ludger Willeke aus Bergkamen betreibt seit 2014 eine Biogasanlage, in der 75 Prozent Mist und 25 Prozent Maissilage als Substrat eingesetzt werden. Der mit zwei 250 kW BHKWs und einem 800 kW-BHKW erzeugte Strom wird nach dem EEG 2012 vergütet. Den Mist bezieht Willeke von Pferdebetrieben und nutzt den Mist, der in der eigenen Mutterkuhhaltung anfällt.

„Wir haben eine saisonale Erzeugung von Strom angestrebt“, erklärt der Landwirt. Doch es habe immer dann viele Probleme mit dem großen BHKW und Verschleiß gegeben, wenn der Mist anfällt – nämlich im Winter. Das habe zu Einnahmeausfällen geführt und ihn bewogen, über alternative Konzepte nachzudenken.

Seit 2018 macht sich der Landwirt Gedanken über eine Gasaufbereitung an seiner Biogasanlage. Als erste Option hat er die Aufbereitung zu Bio-CNG (Compressed Natural Gas) und Netzzugang abgeklopft. „Ich habe viele Gespräche mit lokalen Akteuren und Speditionen geführt und die Wertschöpfungskette bis zum Verbraucher besetzt“, so Willeke. Am Rande des Ruhrgebietes gebe es etliche potenzielle Kunden.

Als zweite Option kommt für den Anlagenbetreiber auch eine Aufbereitung zu Bio-LNG (Liquified Natural Gas, „Flüssiggas“) in Betracht. „Bio-LNG wird im Schwerlastverkehr als Ersatz für Diesel gesehen, viele LKW werden inzwischen mit entsprechenden Tanks ausgerüstet“, berichtete Willeke. Aber der Verkaufspreis für Biomethan decke nicht die Kosten für die Gasaufbereitung, die Investition rechne sich nur in der Kombination mit einem Vermarktungspartner. Eine Lösung könnte die gemeinschaftliche Aufbereitung von Rohbiogas mit einer anderen Biogasanlage in der Nähe sein. In Willekes Fall ist das aber nicht der Fall.

Aufbereitung von Rohbiogas zu Erdgas

Willeke will an der Aufbereitung von Rohbiogas auf Erdgasqualität festhalten. Seine Lösung, die Rentabilität der Investition zu steigern, sieht die Teilnahme am Handel mit THG-Quoten vor. Hierfür ist der Anlagenbetreiber eine vertragliche Bindung mit einem Vermarkter der THG-Quote eingegangen und hat sich für zehn Jahre gebunden. „Die Gespräche mit den Genehmigungsbehörden laufen“, sagte er. Auch die Bank habe er überzeugen können, sich mit dem in seinen Augen lohnenden Geschäftsfeld zu befassen.

Die Mineralölkonzerne müssen nach einer neuen EU-Richtlinie die Treibhausgas-Emissionen der verkauften Kraftstoffe ausgleichen – unter anderem durch den Kauf von THG-Quotenmengen von sogenannten Dritten, die selbst nur emissionsarme oder -freie Kraftstoffe anbieten und somit nicht der Quotenverpflichtung unterliegen. Hierzu zählt die Biomethanaufbereitung und der Vertrieb an einer eigenen Tankstelle.

Die neue Währung ist CO2-Vermeidung

Ab nächstem Jahr ist es möglich, THG-Quoten zu handeln. Der Preis liege aktuell zwischen 470 und 500 Euro/t. Willeke möchte mit seiner Anlage im ersten Schritt 7 500 t CO2 pro Jahr einsparen, im zweiten Schritt 10 000 t CO2 pro Jahr – und diese Einsparung in Form der Treibhausgasminderungs-Quote verkaufen. „Wir benötigen 1,96 Mio. m³ Rohgasaufbereitung pro Jahr“, gibt er als Größenordnung der Anlage an, die zunächst im Projektbetrieb laufen soll.

Für Willeke steht fest: „Die neue Währung ist CO2-Vermeidung!“ Bis Ende 2025 ist er noch verpflichtet, 262 kWh Strom zu erzeugen. Geplant ist die Produktion von 700 t Bio-LNG pro Jahr und 1 500 t CO2-Minderung an der Biogasanlage. Zusätzlich sollen rund 650 000 kWh Nahwärme abgegeben werden. Strom ins Netz einspeisen will er ab 2026 nicht mehr.

Fasern für die Papierindustrie

Einen anderen Weg haben die Betreiber des Biogas-Energieparks Hahnennest in Ostrach in der Nähe des Bodensees eingeschlagen. Vier landwirtschaftliche Betriebe im Ort haben 2012 gemeinschaftlich eine Biogasanlage gebaut und sie 2020 um eine Pilotanlage zur Fasergewinnung aus Durchwachsener Silphie für die Papierindustrie erweitert.

Ralf Brodmann stellte das Konzept vor: „Ich bin 2007 das erste Mal mit Durchwachsener Silphie in Kontakt gekommen. Inzwischen wird sie bei uns auf über 400 ha angebaut.“ Die Silphie ist für die Landwirte eine Alternative zu Mais. „Sie kommt gut mit minderen Bodenverhältnissen zurecht, auch mit steinigem Boden und nasseren Standorten“, erklärt Brodmann. Eigens zur Saatgutzüchtung, zur Vermehrung und zum Vertrieb des Saatguts hat er gemeinsam mit seinem Schwager Thomas Metzler, einem der vier Anlagenbetreiber, die Metzler & Brodmann Saaten GmbH gegründet. Das Silphien-Saatgut wird inklusive Anbaukonzept unter dem Markennamen Donau-Silphie vertrieben.

Die Durchwachsene Silphie bleibt, einmal etabliert, zwanzig Jahre stehen. Die gelben Blüten sind bei Insekten als Trachtpflanze beliebt, und die Kultur fördert den Humusaufbau und die CO2-Speicherung. „Der Humusaufbau beträgt über die Jahre 3 bis 8 t/ha“, erklärte Brodmann. 3 t Humus entspricht einer CO2-Speicherung von rund 6 t. „Damit ist ein gesicherter Mehrerlös für den Anbauer von 30 Euro/t CO2 möglich“, fügte der Pionier an und verwies auf die CO2-Bilanzierung nach dem System von der CarboCert GmbH.

Durchwachsene Silphie als Alternative zu Mais

Die Silphien werden in Hahnennest am Ende der Hauptblüte mit einem Trockensubstanzgehalt von rund 24 Prozent geerntet und siliert. „Trotz des geringen TS-Gehalts gibt es einen guten Silostock“, sagte Brodmann. Die Silphien-Silage wird in eine Fasergewinnungsanlage gegeben. Hier werden die Fasern in einem thermischen Prozess herausgelöst und an eine Papierfabrik in Baden-Württemberg geliefert, die an dem vom Land geförderten Pilotprojekt teilnimmt. Die Reste werden über die Biogasanlage verwertet.

Für die Papierfabrik sind die Fasern auch deshalb interessant, weil sie mit einem CO2-Äquivalent von -139 kg/t die Klimabilanz der erzeugten Spezialpapiere für Verpackungen deutlich verbessern. „Zellstoffe haben mindestens 400 kg CO2-Äquivalent pro Tonne“, ordnete Brodmann die Vorzüglichkeit der Silphie-Fasern ein.

„Die Fasergewinnung sichert den Fortbestand der Biogasanlage Post EEG“, stellte Brodmann fest. Wertschöpfungsprozesse in der Landwirtschaft werden erhalten, auch Nebenerwerbsbetrieb könnten davon profitieren. Als Dauerkultur benötige sie wenig Bodenbearbeitung, dadurch werde weniger Diesel verbraucht. „Es ergeben sich für die Landwirtschaft durch die Übernahme der Rohstoffproduktion für eine industrielle Verwertung neue Marktperspektiven“, zeigte sich Brodmann überzeugt. Die Silphie könne zwar vom reinen Ertragswert mit dem Mais nicht mithalten, würde das aber durch Mehrerlöse wie beispielsweise die CO2-Speicherung mehr als ausgleichen.

Das Ende des EEG-Förderzeitraums bedeutet nicht automatisch das Ende von Biogas- und PV-Anlagen. Es gibt Konzepte, die Anlagen danach rentabel weiterzubetreiben. Das sind nicht immer Lösungen von der Stange, denn jede Anlage ist anders. Bei PV-Anlagen rückt die Eigenstromnutzung in den Vordergrund, auch Stromspeicher sind in vielen Fällen sinnvoll. Der Einsatz von Elektrofahrzeugen nimmt auch in der Landwirtschaft zu, nicht zuletzt, weil die Nutzung von selbst erzeugtem Strom Vorteile bringt. Vor allem in der Innenwirtschaft werden bereits einige Fahrzeuge eingesetzt – vom Hoflader über den Futtermischwagen bis hin zum Schlepper. Diese seien auch kostengünstig zu betreiben, sagte Hubert Maierhofer, C.A.R.M.E.N. e.V..

Eigenstromnutzung rückt in den Vordergrund

Wie kann es für PV-Anlagen weitergehen, die aus der EEG-Förderung fallen? Damit beschäftigte sich Christoph Lübcke von der BLG Projekt GmbH aus Wolfhagen in seinem Vortrag. „Für Anlagen bis 100 kWp ist eine Volleinspeisung oder Überschusseinspeisung auch nach Ende der Förderung möglich“, sagte Lübcke. Die Einspeisevergütung bei Volleinspeisung im EEG 2021 erfolge nach der Höhe des Jahresmarktwertes abzüglich einer Vermarktungspauschale. Das sei bei aktuellen Preisen kaum rentabel. Wer keine Anschlussvereinbarung mit seinem Netzbetreiber treffe, werde automatisch so eingestuft.

Bei einer Überschusseinspeisung ergibt sich nach den Worten Lübckes finanziell ein positiveres Bild. Hierbei wird der erzeugte Strom vorrangig selbst verbraucht und nur der Überschuss wird ins Netz eingespeist. „Die Überschusseinspeisung ist Thema der Zukunft“, so Lübcke. Technisch sei die Umstellung von Voll- auf Überschusseinspeisung häufig problemlos und kostengünstig möglich. Der Fachmann rechnete anhand verschiedener Beispiele mit Verbräuchen von 12 000 und 50 000 kWh vor, dass sich auch die Nachrüstung eines Stromspeichers rechnet, weil die Stromkosten deutlich reduziert werden und sich die Autarkiequote im Betrieb erhöht. Auch die ausschließliche Nutzung der PV-Anlage für den eigenen Verbrauch kann sinnvoll sein. „Es ist wichtig, sich die Anlage individuell anzusehen. Vieles ist abhängig von den Modulen auf dem Dach.“

„Die Energiewende findet im ländlichen Raum statt“, davon ist Lübcke überzeugt. Der Bedarf an Erneuerbaren Energien steigt, es ist die Frage, wie die Landwirtschaft davon profitieren kann. Bereits heute würden die Landwirte von der Eigenstromverdrängung mit und ohne Speicher profitieren. Künftig sei es aber notwendig, verschiedene Energieerzeuger wie Windkraftanlagen, Solaranlagen, Biogasanlagen und Speicher zu verbinden, um eine sichere Energieversorgung zu gewährleisten. Ein solches System ist auch für landwirtschaftliche Betriebe wichtig, um alle Verbraucher – Melktechnik, Fütterungs- und Lüftungstechnik – sicher zu betreiben und das Tierwohl nicht zu gefährden.

Sicherung vor Strom-Blackout

Auf dem Betrieb von Jörg Kramm aus Grebenstein, der Schweinemast und Ackerbau sowie eine Biogasanlage betreibt, hat die Actenium Energy Projekts GmbH ein autarkes Versorgungsnetz skizziert. „Wir haben uns das Gesamtsystem angeschaut und optimiert, auch unter dem Aspekt Blackout-System“, erklärte Frank Hofstätter. In mehreren Schritten wurden die einzelnen Bereiche des Betriebes optimiert und miteinander verknüpft.

Im ersten Schritt wurden die PV-Anlagen, die über die Jahre erweitert wurden, auf Überschusseinspeisung umgestellt sowie ein digitales Energiemanagement implementiert. Im zweiten Schritt wurde über ein Areal-Netz die Biogasanlage mit einbezogen, das gesamte System um einen Speicher erweitert und Energiekonzepte entwickelt. „Für so etwas brauchen wir ein Energieerzeugungs- und Verbrauchsprognosesystem“, erklärte Hofstätter. Damit lassen sich Erzeugung und Verbrauch aufeinander abstimmen.

In Stufe 3 könnten verschiedene Areale der Energieerzeugung zusammengeführt werden – zum Beispiel landwirtschaftliche Betriebe als Erzeugungsgesellschaften. Das wäre zusammen mit einem Landkreis sinnvoll“, erklärte Hofstätter. Auch unter dem Aspekt der CO2-Vermeidung.

Energieerzeugung und -Verbrauch verzahnen

Damit so ein Versorgungsnetz auf dem eigenen Betrieb funktioniert, muss die Kommunikation zwischen Energieerzeugung und Verbrauchern optimiert werden. Wie das gemacht wird, erläuterte Paul Jungermann anhand von IoT-Anwendungen. IoT steht für Internet of Things, das Internet der Dinge; die Anwendungen ermöglichen im Fall eines landwirtschaftlichen Betriebes beispielsweise die Darstellung von automatischen Prozessen und die Vernetzung von Verbrauchern wie Lüftern, Fütterungsanlagen oder Güllemixern.

Der Vorteil sei, so Jungermann, dass Transparenz geschaffen werde, etwa über den Stromverbrauch der einzelnen Geräte oder Anwendungen. Die Daten können aber auch zur Effizienzsteigerung genutzt werden, beispielsweise für die Prozessoptimierung und vermehrte Eigenstromnutzung. „Es können auch signifikante Verbraucher betrachtet werden, so dass eine Speicherung von Strom für den Notfall steuerbar ist“, erklärte der EEG-Beurteiler.

Auf dem Betrieb Kramm lassen sich nach seinen Worten durch die Vernetzung der Ställe und Verbraucher und die Einbindung der verschiedenen Stromerzeuger alle Gebäude einzeln darstellen und Lastgänge absichern. Auch die Einbindung von Wetterdaten für die Steuerung des Speichers ist möglich.