Biogas Journal 1_2019 by Fachverband Biogas e.V.

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Fachverband Biogas e.V.

| ZKZ 50073

1_2019

| 22. Jahrgang

GAS Journal

Das Fachmagazin der Biogas-Branche

RED II – aktueller Stand

Aktivkohle: Hersteller und Verfahren S. 62

S. 36

CO2-Filter aus Gärresten S. 80

MILCH

Abfallvergärung FOLLMILCH

Produktionsreste und Fehlchargen SUPERSHOP MILCH MILCH

MHD 01/01/19

MILCH

Abgelaufene Haltbarkeit

Lebensmittelreste

Biogasanlagen schließen den Kreislauf

INHALT

TITELGRAFIK: BIGBENREKLAMEBUREAU I FOTOS: FACHVERBAND BIOGAS, MARTINA BRÄSEL

BIOGAS JOURNAL

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42 TITELTHEMA

EDITORIAL 3 Halb leer oder halb voll Von Dr. Claudius da Costa Gomez, Hauptgeschäftsführer des Fachverbandes Biogas e.V.

28 Repowering und Flexibilisierung sind entscheidende Weichenstellungen Von Christian Dany 34 Abfallvergärungstagung in Dresden

AKTUELLES 6 Meldungen 8 Bücher 10 Termine 12 Biogas-Kids 14 Biogas Convention Aktuelle rechtliche Rahmenbedingungen alles andere als rosig Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann 20 Gärdünger fördert Regenwurmpopulation Von Christian Dany 24 Wirtschaftsdünger-Methan könnte für Mobilität noch interessant werden Von Dipl.-Ing. agr. Andrea Horbelt

POLITIK 36 Europa: Neufassung der ErneuerbareEnergien-Richtlinie (RED II) steht Von Julia Münch 41 Energiesammelgesetz Verbesserungen für Biogas nach zehn Monaten politischem Eiertanz Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt

42 Gelebte Kreislaufwirtschaft Vergärung von biologisch abbaubaren Abfällen Von Dipl.-Ing. David Wilken 46 Gärprodukte: Fremdstoffgehalte auf sehr niedrigem Niveau Von Karin Luyten-Naujoks 48 Kein Plastik aufs Feld Von Dipl.-Ing. · Dipl.-Journ. Martina Bräsel 53 Entsorgung mit Zertifikat Von Dipl.-Ing. · Dipl.-Journ. Martina Bräsel

Beilagenhinweis: Das Biogas Journal enthält Beilagen der Firmen greentec, renergie Allgäu, UNION Instruments, Orts GmbH Maschinenfabrik und der FEE Fördergesellschaft Erneuerbare Energien.

BIOGAS JOURNAL

INHALT

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80 PRAXIS 58 Interview Ohne SCR-System wird es nicht mehr möglich sein, den neuen Grenzwert für Stickoxide von 0,1 g/m³ einzuhalten Interviewer: Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann 62 Entschwefelung funktioniert – Kreislauf noch nicht Von Dierk Jensen 68 Kleine Ursache – große Wirkung Von Thomas Gaul

WISSENSCHAFT 80 Hochwertiges Biogas mit Filter aus Gärrückstand Von Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel

100 Kattowitz-Regelbuch wird Paris nicht umsetzen Von Dr. Simone Peter, BEE

84 Am Stromnetz orientiert flexibilisieren Von Christian Dany

101 Qualifizierung für zur Prüfung befähigte Personen Von Dipl.-Wirtsch.-Ing. (FH) Marion Wiesheu

INTERNATIONAL Myanmar und Philippinen 88 Kurz-Reiseberichte AHK-Geschäftsreisen Von Markus Fürst

72 Materialien für Ihre Öffentlichkeitsarbeit 74 Grüne Wärme für das Alter Von Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel 77 Gut gerührt ist halb vergoren Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

VERBAND Aus der Geschäftsstelle 92 Zukunft im Fokus Von Dr. Stefan Rauh und Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk

RECHT 102 Formaldehydbonus – quo vadis? Von Dr. Helmut Loibl

PRODUKTNEWS 104 Produktnews 106 Impressum

95 Aus den Regionalgruppen 97 Aus den Regionalbüros

AKTUELLES

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FOTOS: ANDREA HORBELT

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Ein Bus der Stadtwerke Augsburg mit Werbung auf der Heckscheibe für Biomethan als Kraftstoff.

Wirtschaftsdünger-Methan könnte für Mobilität noch interessant werden CNG – Compressed Natural Gas – so lautet die korrekte Bezeichnung für den Kraftstoff, der beim Fachgespräch „Lokale Hof-Biogastankstelle: Stand der Technik, Chancen und Perspektiven“ auf der Agenda stand. Ob dieser aus einer Biogasanlage in Bayern oder einem Erdgasfeld in der Nordsee stammt, ist für die Kennzeichnung zunächst uninteressant. Aber genau um diesen Unterschied ging es in Friedberg bei Augsburg: um die Aufbereitung von Biogas zum klimafreundlichen Kraftstoff Biomethan – und damit auch um eine mögliche Zukunftsperspektive für Biogasanlagen-Betreiber nach der EEG-Vergütung. Von Dipl.-Ing. agr. Andrea Horbelt

und 50 Teilnehmer waren der Einladung des Fachverbandes Biogas e.V. in Kooperation mit C.A.R.M.E.N. e.V. zum Fachgespräch „Lokale Hof-Biogastankstellen“ am 15. Oktober in Friedberg bei Augsburg gefolgt, um sich über den aktuellen Stand der Technik sowie über Chancen

und Perspektiven für die Verwendung von Biogas als Kraftstoff zu informieren. „Wir wollen das Thema Biomethan als Kraftstoff jetzt massiv angehen“, unterstrich der Präsident des Fachverbandes Biogas, Horst Seide, in seinem Eingangsstatement. Er prognostizierte für die Nutzung von Biogas im Verkehrssektor eine

gute Perspektive: „Obwohl Deutschland bei dem Thema nicht eben zieht. Aber die EU drückt zum Glück“, so Seide. Um die Biomethannutzung auf der Straße weiter anzukurbeln, hat der Fachverband eine eigene Stabsstelle entwickelt, die vom Moderator des Friedberger Fachgesprächs, Alexey Mozgovoy, seit Dezember 2017 mit Leben gefüllt wird. Den Auftakt machte Kerstin Ikenmeyer vom Bayerischen Staatsministerium für Wirtschaft, Energie und Technologie, die über Potenziale und die rechtliche Situation von Biomethan im Kraftstoffmarkt referierte. Weniger als 4 Prozent der gesamten Biomethanerzeugung von knapp 10.000 Gigawattstunden (GWh) werden aktuell als Kraftstoff genutzt. Dabei ist die Treibhausgas-(THG)Minderung bei Biomethan die höchste unter allen Biokraftstoffen – mit über 90 Prozent rund 30 Prozentpunkte über der geforderten THG-Minderungsquote.

Gasfahrzeuge: Zulassungszahlen steigen Ikenmeyer informierte über die europäischen Rahmenbedingungen für Biokraftstoffe RED, RED II und die Fuel Qualitiy Di-

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AKTUELLES

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Birgit Maria Wöber, CNG-Club. rective und deren Umsetzung in deutsches Recht über die Bundes-Immissionsschutzverordnung, das Bundes-Immissionsschutzgesetz und die Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung. Sowohl CNG als auch LNG (liquefied natural gas) liegen im Steuersatz mit 13,9 Cent je Kilowattstunde (kWh) bis 2023 weit unter Diesel (47,04 Cent) oder Ottokraftstoff (65,45 Cent). Die Beibehaltung dieses niedrigen Steuersatzes wurde sehr kurzfristig Mitte 2017 verlängert. Seitdem steigt die Zahl der neu zugelassenen Pkw kontinuierlich, von etwa 200 pro Monat Mitte 2017 auf über 1.500 Neufahrzeuge im Mai 2018. Aktuell fahren in Deutschland knapp 100.000 Gasfahrzeuge, denen stehen rund 900 Tankstellen zur Verfügung, wovon etwa 150 reines Biomethan anbieten und weitere gut 300 ein Biomethan-Erdgas-Gemisch. „Es ist noch viel zu tun“, schloss Kerstin Ikenmeyer ihren Vortrag, vor allem mit Blick auf Aufklärung, Werbung und die Anpassungen der rechtlichen Rahmenbedingungen. Warum das Fachgespräch in Bayern stattfindet, erläuterte im Anschluss Alexey Mozgovoy: Im Freistaat stünden sehr viele und vor allem sehr viele ältere Biogasanlagen, für die das Ende der EEG-Vergütung naht. Für die Betreiber steht die Entscheidung an: weitermachen oder aufhören? Und wenn weiter, dann wie? Biomethan als Kraftstoff ist eine Alternative zur klassischen Verstromung. Eine Alternative mit Potenzial, betonte Mozgovoy. Weniger als die Hälfte des möglichen Biogaspotenzials werde aktuell erst genutzt – rund 78 Terawattstunden (TWh). Mehr als die Hälfte der europäischen Biomethaneinspeisung stammt aus deutschen Biogasanlagen. Trotz stagnierendem Heimatmarkt dominiert Deutschland nach wie vor die europäische Biomethanproduktion. Dass es nicht schon viel mehr CNG-Fahrzeuge auf den deutschen Straßen gibt,

Mischen – Fördern – Zerkleinern liege vor allem an der fehlenden Planungssicherheit: Auf die Verlängerung der Steuerbefreiung für Gasfahrzeuge konnte sich die Bundesregierung lange nicht einigen. Dass sie nun bis Ende 2023 bei 13,9 Cent eingefroren ist, sei zwar begrüßenswert, sagte Mozgovoy, aber speziell für Flottenbetreiber hätte die Entscheidung früher fallen müssen. Wer einen großen Fuhrpark betreibt, der plane langfristig. Der Leiter der Stabsstelle Biomethan hofft, dass an der niedrigen Besteuerung auch über das Jahr 2023 festgehalten werde und der Preis nicht – wie aktuell vorgesehen – sukzessive auf 27,3 Cent steigt.

Ab 2020: Inverkehrbringer müssen THG-Minderung nachweisen Alexey Mozgovoy beleuchtete die von seiner Vorrednerin bereits angesprochene THG-Minderungsquote, die von der EU beschlossen nun in nationales Recht umgesetzt werden müsse: Ab 2020 müssen

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Klaus Röder, Stadtwerke Augsburg.

Inverkehrbringer von Kraftstoffen, Tankstellen beispielsweise, eine THG-Minderung von 6 Prozent ihres jeweiligen Kraftstoffmixes nachweisen. Ansonsten drohe ihnen pro zu viel emittiertem Kilogramm CO2 eine Strafe von 47 Cent. Anhand einer Beispielrechnung erläuterte Mozgovoy die Ahndung für einen Tankstellenbetreiber und seine Optionen, diese zu vermeiden: über den Zertifikatehandel oder im direkten Verkauf von Biomethan oder Strom. Einen funktionierenden Zertifikatehandel vergleichbar der Leipziger Strombörse gebe es allerdings noch nicht, bedauerte Mozgovoy. Für die Betreiber von Biogasanlagen bedeutet die THG-Minderungsquote eine

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AKTUELLES

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interessante Perspektive, speziell für güllebasiertes Biogas, dem die RED-II-Direktive einen hohen Wert zuweist und entsprechend einen hohen möglichen Erlös beim Verkauf der THG-Minderung für den Biogasanlagen-Betreiber. Der aktuelle Quotenwert für Biomethan liegt bei etwa 4 Cent je kWh. Über die technischen Lösungen zum Betrieb einer Biogas-Tankstelle informierte anschließend Stefan Laumann von der Firma EnviTec Biogas. Er stellte sowohl die Containerlösung Winfried Vees, Biomethan-Tankstellenbetreiber. ab 500 Normkubikmeter Biomethan pro Stunde (Nm3/h) als auch die Variante bis 500 Nm3/h vor. Letztere stieß beim Auditorium auf das eindeutig größere Interesse. Die EnviThan-Gasaufbereitung in Kombination mit dem CNG-Betankungsblock MICRO und MFS 120 ECO des Münchner Herstellers BAUER Kompressoren pries Laumann als „platzsparende Betankungsanlagen für engste Verhältnisse und kleine Flotten“, die für bis zu zehn Pkw oder einen Lkw pro Tag ausgelegt sind. Die COMPACT- und MFS-15- bis MFS-22-Baureihe ist für bis zu 100 Pkw oder zehn Lkw pro Tag konzipiert. In verschiedenen Szenarien erläuterte der Abteilungsleiter Gasaufbereitung die Möglichkeiten zum kompletten oder teilweisen Kraftstoff-Umstieg in die BiomethanSchiene, mit oder ohne flexible Fahrweise der Biogasanlage.

Preiswerte, saubere Mobilität Es folgte ein leidenschaftlicher Appell pro Gasantrieb von Birgit Maria Wöber, Gründungs- und Vorstandsmitglied und Mitinitiatorin des CNG-Clubs. Seit mehr als

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zwei Jahrzehnten sei sie klimafreundlich mit CNG im Tank unterwegs, betonte die Münchnerin. Nicht Erdgas, Bio-Erdgas, Biomethan oder Bio-CNG – „all das trägt nur zur Verwirrung bei.“ CNG sei die offizielle und international anerkannte Bezeichnung, genau so würde es auch überall an den Tankstellen stehen. Was also ist CNG? Komprimiertes Naturgas/Methan, ein Premiumkraftstoff mit 130 Oktan (H-Gas), der aus verschiedenen Methanquellen, je nach Standort, zur Verfügung gestellt wird und leitungsgebunden ist. So war es auf Wöbers Folie zu lesen. „Es gab bislang keinen Verband, der für die CNG-Fahrer da ist“, betonte Wöber. Vor der Gründung des Verbandes am 19. März 2016 waren die Zahlen bei den Fahrzeugen, den Tankstellen und dem allgemeinen Interesse an gasbetriebenen Autos rückläufig, versicherte Wöber. Mit dem CNG-Club seien sie in allen Bereichen gestiegen, das aktuelle Medieninteresse groß – was allerdings auch am Diesel-Skandal und dem Engagement verschiedener Autohersteller liege, allen voran Audi, räumte Wöber ein. „Die Leute wollen sauber fahren“, unterstrich die Referentin. Und CNG sei klimafreundlich und sauber, zukunftsträchtig – und vor allem schon heute verfügbar. In ganz Europa stehe mittlerweile ein gut ausgebautes Tankstellennetz zur Verfügung. „Billiger und sauberer kann man nicht Auto fahren. Warum also nicht jetzt?“ schloss Wöber ihren Vortrag. Nicht erst jetzt, sondern schon vor sieben Jahren haben die Stadtwerke Augsburg (SWA) auf Biomethan umgestellt. Seit 2011 ist die gesamte Busflotte klimaneutral unterwegs. Für Klaus Röder, Leiter Fuhrpark der SWA, ist der Gasantrieb nicht die despektierlich titulierte „Brückentechnologie, sondern ein Dauerbrenner.“ Finanziell nähmen sich Diesel und CNG nicht viel, „aber Biomethan bringt einen hohen Imagegewinn“ – und verbessert schließlich auch die Luft in der Fuggerstadt.

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AKTUELLES

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Röder würde sich eine technologieoffene Förderung wünschen, die nicht nur die E-Technik im Blick hat. „Wir sind jedenfalls gut für die Zukunft aufgestellt“, bilanzierte der Augsburger – und kündigt weitere 36 Gasbusse an, die die Stadtwerke 2019 neu hinzukaufen werden.

Kleine Tankanlage bei Pionier Winfried Vees Von der ganz großen Busflotte ging es für die Teilnehmer des Fachgesprächs anschließend gedanklich zu einer ganz kleinen Biogas-Tankstelle. Seit drei Jahren betreibt Winfried Vees auf seinem Energiehof Weitenau die bislang einzige netzunabhängige CNG-Tankstelle Deutschlands. „Klein“ wollte er auf jeden Fall anfangen – „wachsen kann man immer noch.“ Mittels einer Konzentrationswechseladsorption wird aus einem Teil des in seiner Biogasanlage entstehenden Gases Biomethan für die Tankstelle erzeugt. Das drucklose Verfahren kommt ohne Chemikalien aus und erzeugt eine sehr gute Reingasqualität (>99 Volumenprozent Methan, <1 Volumenprozent CO2). Es ist keine Prozesswärme notwendig, nur eine Temperierung auf mindestens 20 Grad, der Prozess kann auch diskontinuierlich je nach Bedarf betrieben werden, also ideal für Tankstellenkonzepte. Es ist auch geeignet für kleinere Aufbereitungskapazitäten (Modular aufgebaut) und dabei nachhaltig durch einen geringen Energieverbrauch. Leider sei der Methanschlupf in der Anlage zu hoch, als dass er vom THG-Minderungsgesetz profitieren könne. „Das ist das Schicksal eines Pioniers“, konstatierte Vees und berichtete offen und praxisnah von seinen Erfahrungen. Er könne leider nur eine begrenzte Menge an Kraftstoff anbieten; wenn die Nachfrage zu groß ist, muss er seine Tankstelle auch schon mal als „geschlossen“ melden. Denn es wäre schließlich für jeden CNGFahrer sehr ärgerlich, wenn er die 6 Kilometer von der

Autobahn zur Veesschen Zapfsäule fahren würde und dann nicht tanken könne. Rückblickend würde Winfried Vees heute auf eine andere Technik setzen – ein Schweizer Unternehmen habe da etwas sehr Gutes im Portfolio, „das läuft wie ein Uhrwerk“. Aber er habe zumindest viel gelernt in den letzten drei Jahren und die Tankstelle sei auf jeden Fall eine Zukunftsoption. Mit der in Deutschland anfallenden Gülle könne man mehr Biomethan erzeugen, als die gesamte Landwirtschaft an Diesel verbraucht, unterstrich Vees. Er ist sich sicher „die Schiene Kraftstoff wird für uns noch wahnsinnig interessant“. Zum Abschluss des Fachgesprächs informierte Bernhard Weigl von der EurA AG noch über Förderprogramme in Form von Zuschüssen, Darlehen, Bürgschaften oder Garantien, beispielsweise das Zentrale Innovationsprogramm Mittelstand (ZIM) des BMWi oder Horizon 2020. Einen Überblick gibt die Seite www.foerderdatenbank.de. Nach den Vorträgen ging es für die Teilnehmer noch in einem CNG-Bus der Stadtwerke Augsburg zur Besichtigung des Betriebshofes der SWA, wo die bald über 100 Busse der SWA-Flotte betankt werden. Die betriebseigene CNG-Tankstelle kann und wird auch von privaten Pkw-Besitzern genutzt. Der Bus-Betriebshof ist ein wichtiger Bestandteil des regionalen Tankstellennetzes.

Autorin

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POLITIK

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Europa: Neufassung der ErneuerbareEnergien-Richtlinie (RED II) steht Im Rahmen der Verhandlungen zu dem Paket „Saubere Energien für alle Europäer“ haben sowohl der Europäische Rat als auch das Europäische Parlament die „Verordnung zur Governance der Energieunion und für den Klimaschutz“ sowie die Neufassung der „Erneuerbare-Energien-Richtlinie“ (kurz: RED II) verabschiedet. Die Gesetzestexte werden noch übersetzt und dann im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht. Drei Tage nach dieser Veröffentlichung treten sie in Kraft. Bis spätestens 30. Juni 2021 sind die Bestimmungen der RED II in nationales Recht umzusetzen. Von Julia Münch

n der RED II ist ein neues Gesamtziel für den Anteil Erneuerbarer Energien am europäischen Gesamtenergieverbrauch festgelegt. Es soll bis zum Jahr 2030 mindestens 32 Prozent betragen. Dieses Ziel kann im Rahmen eines sogenannten „upward review“ im Jahr 2023 nach oben korrigiert werden, beispielsweise aufgrund sinkender Technologiekosten, einer verbesserten Energieeffizienz oder höherer internationaler CO2-Reduktionsziele. Das 32-Prozent-Ziel ist nur auf EU-Ebene verbindlich. Das heißt, es gibt keine national verbindlichen Beiträge der einzelnen Mitgliedstaaten. Allerdings darf der Erneuerbare-Energien-Anteil in keinem Mitgliedstaat unter die verbindlichen 2020-Ziele fallen. Im Rahmen von sogenannten Nationalen Energie- und Klimaplänen (National Energy and Climate Plan – NECP), deren Ausgestaltung in der Governance-Verordnung festgelegt ist und die auf zehn Jahre ausgelegt sind (von 2020-2030), melden die einzelnen EU-Mitgliedstaaten ihre Ziele und Maßnahmen in der Energie- und Klimapolitik, deren Gesamtheit dann im Jahr

2030 zu einem Erneuerbare-Energien-Ziel von 32 Prozent führen soll. Die EU-Kommission bewertet diese Pläne und berechnet, ob das Ziel damit erreichbar ist und fordert gegebenenfalls Korrekturen von einzelnen Staaten, die eventuell zu wenig beitragen. Die ersten NECP-Entwürfe mussten bis zum 31. Dezember 2018 bei der EU-Kommission eingereicht werden. Die Kommission gibt dann ihr Feedback. Des Weiteren gibt es eine Konsultation der relevanten Stakeholder in den einzelnen Ländern im ersten Halbjahr 2019, in dem Rückmeldung zum nationalen Energie- und Klimaplan der Bundesregierung gegeben werden kann. Bis zum 31. Dezember 2019 muss dann der finale Plan mit Berücksichtigung des gegebenen Feedbacks bei der EU-Kommission eingereicht werden.

Förderregelungen für Erneuerbare Energien Erneuerbare Energien können weiterhin gefördert werden, wenn die Förderregelungen den Energie- und Umweltbeihilfeleitlinien entsprechen. Grundsätzlich soll die Förde-

rung marktbasiert und marktorientiert sein. Wettbewerbsverzerrungen auf den Elektrizitätsmärkten sollen vermieden und mögliche Systemintegrationskosten sowie die Systemsicherheit berücksichtigt werden. Ausschreibungen sind das zentrale Fördermittel. Gefördert werden kann durch eine fixe oder flexible Marktprämie. Ausnahmen können für kleine Anlagen und Demonstrationsprojekte gewährt werden, wobei nicht näher ausgeführt ist, was „kleine Anlagen“ sind. Technologiespezifische Ausschreibungen sind erlaubt, wenn sie gut begründet sind. Alle drei Jahre soll die EU-Kommission dem Parlament über die Ergebnisse und die Wirksamkeit der Ausschreibungen berichten. Mitgliedstaaten sollen sicherstellen, dass die Förderung nicht rückwirkend in einer Weise überarbeitet wird, die sich negativ auf die Wirtschaftlichkeit der geförderten Projekte auswirkt. Jeder Mitgliedstaat soll langfristige Zeitpläne veröffentlichen, in denen die in den nächsten fünf Jahren erwartete zu allokierende Menge (Volumen oder Budget), ein indikativer Zeitplan mit

POLITIK

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Im Verkehrssektor gibt es ein verbindliches Ziel von 14 Prozent Erneuerbare Energien am Endenergieverbrauch bis 2030. Innerhalb der 14 Prozent sollen Biokraftstoffe und Biogas, die aus einer Liste bestimmter Rest- und Abfallstoffe wie Gülle stammen, produziert werden.

Ausschreibungsrhythmus, die Förderhöchstsumme und die zugelassenen Technologien darzulegen sind. Mindestens alle fünf Jahre sollen die Mitgliedstaaten zudem ihre Förderregelungen bewerten.

Öffnung von Fördersystemen Viel diskutiert wurde eine Öffnung von Förderregelungen für andere EU-Mitgliedstaaten. Eine verpflichtende Öffnung ist erst einmal vom Tisch, allerdings möchte die EU-Kommission perspektivisch eine umfangreiche und verpflichtende Öffnung der Fördersysteme, um Kooperationen zwischen den Ländern zu fördern und um dem Ziel, einen gemeinsamen europäischen Energiemarkt zu schaffen, näherzukommen. Bis 2023 wird daher die EU-Kommission die Umsetzung der Öffnungsbestimmungen evaluieren, inklusive einer möglichen verpflichtenden partiellen Öffnung. Nicht verbindliches Ziel ist, eine 5-prozentige Öffnung bis 2025 und eine 10-prozentige Öffnung bis zum Jahr 2030 zu erreichen. Wie die grenzüberschreitende Kooperation genau ausgestaltet sein soll, ist nicht im Einzelnen festgelegt. Möglich ist, dass zum Beispiel bestimmte Anteile des allokierten Budgets oder der geplanten neuen Kapazitäten im Jahr für die Teilnahme von Produzenten im Ausland geöffnet werden. Mitgliedstaaten können Bedingungen für eine Öffnung festlegen, etwa einen Nachweis des physikalischen Imports oder eine Beschränkung der För-

derung auf Anlagen in Ländern mit direkter Netzverbindung.

Herkunftsnachweise für Strom und Wärme aus Erneuerbaren Energien Es ist Aufgabe der Mitgliedstaaten, die Herkunft von Strom und Wärme aus Erneuerbaren Energien gegenüber dem Endkunden zu garantieren. Mitgliedstaaten können daher Herkunftsnachweise an Erzeuger von erneuerbarem Strom oder Gas ausstellen. Herkunftsnachweise sollen eine Standardgröße von einer Megawattstunde haben. Es muss sichergestellt sein, dass für jede erzeugte Energieeinheit nicht mehr als ein Herkunftsnachweis ausgestellt wird. Stichwort Eigenverbrauch: Erstmals wird explizit der Eigenverbrauch in die europäische Gesetzgebung mit aufgenommen. Rechte und Pflichten von Eigenverbrauchern werden definiert. Eigenverbraucher von erneuerbarem Strom sollen ihren überschüssigen Strom selber oder über Aggregatoren mittels PPAs (Stromabnahmeverträge), Direktliefermodelle und Peerto-Peer-Plattformen vertreiben können. Erneuerbare-Energien-(EE)Eigenverbraucher sollen grundsätzlich keine diskriminierenden oder unverhältnismäßigen Gebühren bezahlen. Für selbstverbrauchte Energie, die auf dem eigenen Gelände verbleibt, sollen prinzipiell keine Entgelte erhoben werden. Allerdings kann selbstverbrauchter Strom mit Abgaben und Um-

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Mitgliedstaaten sollen den EE-Anteil im Wärme- und Kälte-Bereich jährlich um 1,3 Prozentpunkte erhöhen. Berechnet werden die Prozentpunkte bezogen auf einen Durchschnittswert, der jeweils für die Perioden 2021 bis 2025 und 2016 bis 2030 errechnet wird. Ausgangswert ist der im Jahr 2020 erreichte Anteil von EE-Wärme und -Kälte am nationalen Endenergieverbrauch.

lagen belastet werden (müssen verhältnismäßig sein), wenn der selbsterzeugte und -verbrauchte Strom gefördert wird, wenn Strom in einer Anlage mit mehr als 30 Kilowatt erzeugt wird oder wenn ab Ende 2026 der Anteil der Erneuerbare-EnergienSelbstverbrauchsanlagen 8 Prozent der gesamten in einem Mitgliedstaat installierten Stromerzeugungskapazität übersteigt. Außerdem besteht die Möglichkeit zum kollektiven Eigenverbrauch in Mehrparteiengebäuden und Gebäudekomplexen – allerdings können die Mitgliedstaaten begründet zwischen individuellem und kollektivem Eigenverbrauch unterscheiden. Sind die Erneuerbare-Energien-Anlagen das Eigentum Dritter oder werden sie von diesen betrieben, gelten diese Dritten nicht als Eigenverbraucher. Mitgliedstaaten sollen einen „förderlichen Rahmen“ für die Entwicklung des EE-Eigenverbrauchs aufsetzen und diese Maßnahmen in den NECP beschreiben. Ebenso soll ein „förderlicher Rahmen“ für erneuerbare Energiegemeinschaften geschaffen werden.

Wärme- und Fernwärmenetze Mitgliedstaaten sollen den EE-Anteil im Wärme- und Kälte-Bereich jährlich um 1,3 Prozentpunkte erhöhen. Berechnet werden die Prozentpunkte bezogen auf einen Durchschnittswert, der jeweils für die Perioden 2021 bis 2025 und 2016 bis 2030 errechnet wird. Ausgangswert ist der im Jahr 2020 erreichte Anteil von EE-Wärme und -Kälte am nationalen Endenergieverbrauch.

Die Erhöhung wird für Mitgliedstaaten, in denen Abwärme bzw. Kälte nicht genutzt wird, auf 1,1 Prozentpunkte begrenzt. Prioritär gilt es, die beste verfügbare Technik zu nutzen. Für die Berechnungsgrundlage gilt grundsätzlich, dass Mitgliedstaaten Abwärme und Kälte mit anrechnen können, bis zu einer Grenze von 40 Prozent der jährlichen Steigerung; mit einem Anteil von über 60 Prozent an erneuerbarer Wärme und Kälte können Mitgliedstaaten die Steigerung bereits als erfüllt betrachten. Mit einem Anteil zwischen 50 und 60 Prozent können sie die Steigerung als bereits zur Hälfte erfüllt betrachten. Sollten die Maßnahmen nicht ausreichen, um die jährliche Steigerungsrate zu erfüllen, ist dies öffentlich bekanntzumachen und vor der EU-Kommission zu rechtfertigen. Alle vier Jahre sollen Netzwerkbetreiber in Zusammenarbeit mit Betreibern von Fernwärme/-kältesystemen deren Potenzial bewerten, Ausgleichsfunktionen oder andere Systemdienstleistungen zu übernehmen; darüber hinaus sollen sie bewerten und angeben, ob das identifizierte Potenzial ressourcen- und kosteneffizienter wäre als andere Lösungen.

Erneuerbare Energien im Verkehrssektor Im Verkehrssektor gibt es ein verbindliches Ziel von 14 Prozent Erneuerbare Energien am Endenergieverbrauch bis 2030 mit der Möglichkeit, das Ziel im Jahr 2023 nach einer Evaluation der EU-Kommission zu erhöhen. Mitgliedstaaten können sich auch

dafür entscheiden, sogenannte „recycelte Kohlenstoffkraftstoffe“ auf das Ziel anzurechnen. Dies sind flüssige oder gasförmige abfallbasierte fossile Kraftstoffe, die aus Abfällen nicht erneuerbaren Ursprungs bestehen und bei Produktionsprozessen unvermeidbar anfallen. Innerhalb der 14 Prozent sollen Biokraftstoffe und Biogas, die aus einer Liste bestimmter Rest- und Abfallstoffe wie Stroh, Gülle, Bioabfälle, etc. produziert werden, mindestens 0,2 Prozent im Jahr 2022, 1 Prozent im Jahr 2025 und mindestens 3,5 Prozent im Jahr 2030 beitragen. Der Beitrag von Biokraftstoffen und Biogas aus Substraten wie bereits genutztes Küchenöl und Tierfett wird auf 1,7 Prozent des Energiegehalts vom Kraftstoffverbrauch limitiert.

Biokraftstoffe und Biomassebrennstoffe Die Bezeichnung „Biokraftstoffe“ umfasst künftig nur noch flüssige Biokraftstoffe. „Biomassebrennstoffe“ hingegen bezeichnen Brenn- und Kraftstoffe aus gasförmiger und fester Biomasse. Diese Unterscheidung ist wichtig, da sich verschiedene Bestimmungen nur auf jeweils eine dieser Arten beziehen. So umfassen „fortschrittliche Biokraftstoffe“ künftig nur noch flüssige Biokraftstoffe. Biogas dagegen gilt nicht als fortschrittlicher Biokraftstoff, sondern als Biomassebrennstoff. Mehrfachanrechnung: Der Beitrag von erneuerbarem Strom soll 4-fach bei Nutzung im Straßenfahrzeugbetrieb (verpflichtend) und 1,5-fach bei Nutzung Nutzung im Bahnbetrieb (freiwillig) angerechnet werden können. Der Beitrag von Biokraftstoffen und Biogas aus Substraten des ANNEX IX kann doppelt angerechnet werden (freiwillig). Mit Ausnahme von Beiträgen von Kraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermitteln soll der Beitrag zu Schiffs- und Flugkraftstoffen 1,2-fach angerechnet werden.

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Biokraftstoffe aus Nahrungsund Futtermitteln Der Beitrag von Biokraftstoffen sowie von Biomassebrennstoffen, die im Transportsektor verwendet werden, darf in jedem Mitgliedstaat nicht mehr als 1 Prozent über deren Beitrag am Bruttoendenergieverbrauch im Jahr 2020 liegen. Maximalgrenze bleiben weiterhin die 7 Prozent wie bislang auch. Die Mitgliedstaaten können wahlweise eine niedrigere Obergrenze festlegen und zwischen verschiedenen Arten von aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen gewonnenen Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomassebrennstoffen unterscheiden, zum Beispiel unter Berücksichtigung indirekter Landnutzungsänderungen. Der Beitrag von Biokraftstoffen und Biomassebrennstoffen im Verkehrssektor, die ein hohes Risiko für indirekte Landnutzungsänderungen (iLUC) in Gebieten mit hohem Kohlenstoffgehalt aufweisen, soll den Stand des Jahres 2019 in den Mitgliedstaaten nicht übersteigen, es sei denn, diese sind als Kraftstoffe mit niedrigem iLUC-Risiko eingestuft. Ab dem 31. Dezember 2023 soll diese Grenze von dem jeweiligen Stand 2019 in den Mitgliedstaaten auf 0 Prozent im Jahr 2030 abgesenkt werden. Die EU-Kommission wird in einem delegierten Rechtsakt festlegen, welche Kraftstoffe zu „Hochrisiko“-Kraftstoffen und welche zu „Niedrigrisiko“-Kraftstoffen zählen.

Nachhaltigkeitsanforderungen Die Energie aus Biokraftstoffen und Biomassebrennstoffen wird weiterhin nur auf das 14-Prozent-Ziel angerechnet, wenn bestimmte Nachhaltigkeitskriterien erfüllt werden. Gefördert werden dürfen nur solche Kraft- und Brennstoffe, die die Nachhaltigkeitskriterien erfüllen. Die Nachhaltigkeitsanforderungen entsprechen weitgehend der alten Richtlinie, was hoch-biodiverse Flächen und Biodiversität insgesamt betrifft. Neu ist, dass die Auswirkungen auf die Bodenqualität und den Bodenkohlenstoff des Anbaus des verwendeten Substrats berücksichtigt werden müssen. Eine zentrale Neuerung ist, dass auch für Biogas zur Strom- und Wärmeproduktion Treibhausgasminderungen nachzuweisen sind. Dies gilt für alle Neuanlagen, die ab 1. Januar 2021 in Betrieb gehen. Insgesamt sind die Treibhausgasmindesteinsparungen gestiegen (siehe Tabelle). Im ANNEX V der Erneuerbare-EnergienRichtlinie finden sich die methodischen Grundlagen zur Berechnung der THGEinsparungen für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe. In Anhang VI findet sich das Gleiche für Biomassebrennstoffe. Nachhaltigkeitsanforderungen müssen für Biomassebrennstoffe nur erfüllt werden, wenn sie in Anlagen unter 20 Megawatt Feuerungswärmeleistung bei festen und in Anlagen unter 2 Megawatt bei gasförmigen Biomassebrennstoffen produziert werden. Die Definition der Einheit für die 2-MW-

Grenze für Biogas ist noch unklar, da der englische Begriff sich nicht eindeutig ins Deutsche übersetzen lässt. Beabsichtigt war eine Definition der 2 MW als Einheit unabhängig von Endnutzung und installierter Leistung, quasi die Gaserzeugungskapazität des Fermenters (Normkubikmeter Gas pro Stunde multipliziert mit unterem Heizwert des erzeugten Gases).

Berechnungsmethodik THG-Einsparungen Neu ist, dass sich die Bestimmungen für die THG-Berechnungsmethodik für Biomassebrennstoffe (feste Biomasse und Biogas) nun im Anhang VI befinden, die für flüssige Biokraftstoffe in Anhang V. Alle Standardwerte für Biogas sind dort ebenfalls zu finden. Es gibt neu auch einen Standardwert für Maissilage und für Mischungen aus Gülle und Maissilage. Methodisch wurde die Güllebilanzierung verbessert, es werden nun auch die durch die Vergärung im Fermenter vermiedenen Güllelagerungsemissionen berücksichtigt, sodass sich für Biogas aus Gülle ein THG-Minderungspotenzial von 100 bis 200 Prozent ergibt. Im Anhang IX, Teil A, finden sich die Substrate wieder, deren Kraftstoffe auf die Unterquote angerechnet werden können. Die Liste kann durch delegierte Rechtsakte der EU-Kommission um neue Substrate ergänzt werden, Substrate können aber nicht von der Liste gestrichen werden. Alle zwei Jahre wird die EU-Kommission diese Liste evaluieren.

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POLITIK

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Übersicht über die THG-Mindesteinsparungen Kraftstoff-/Brennstoffart

Anlagen in Betrieb

THG-Mindestminderung

Gärrestlager gelten. Die deutsche Bestimmung, 150 Tage Verweilzeit als ebenso ausreiab 1. Januar 2021 65 % chend anzusehen, sollte daher ab 1. Januar 2021 70 % bei der Umsetzung auch für Biomassebrennstoffe ab 1. Januar 2026 80 % die Nutzungsmöglichkeit dieser Standardwerte gelten. Erneuerbare flüssige u. gasförmige ab 1. Januar 2021 70 % Kraftstoffe nichtbiologischen Ursprungs Des Weiteren können Mitgliedstaaten sogenannte NUTS-2-WerWird durch LCAs ermittelt, Mindesteinsparung wird durch Recycelte Kohlenkraftstoffe ab 1. Januar 2021 EU-Kommission mit delegiertem Rechtsakt erlassen. te ausweisen, um Teilstandardwerte für die THG-Emissionen aus dem Anbau regionenspeziso wichtigen Verkehrssektor, in dem auch fisch festzulegen. Da es außer Mais, Gülle Bewertung der RED II Insgesamt gibt es in der RED II einige gute Deutschland bereits die 2020-Klimaziele und Bioabfall keine Standardwerte für andeAnsätze für Biogas. So ist es gelungen, endzu verfehlen droht, ausgebremst. Der Fachre Substrate, wie zum Beispiel Gras-, Ganzlich die verbesserte Berechnungsmethodik verband Biogas plädiert bei der nationalen pflanzen- oder Zuckerrübensilage gibt, wäre für die Güllenutzung zu verankern, die zu Umsetzung für deutlich höhere Quoten. eine Meldung dieser Werte eine Möglichkeit, hohen THG-Einsparungen führen kann und Mit der kürzlich beschlossenen Verordaufwändige Rechnungen durch die Anwendie reale Bedingungen widerspiegelt. Des nung zum Greening hat die EU Honig- und dung solcher NUTS-2-Werte zu vermeiden, Weiteren gibt es eine Unterquote auch für Blühpflanzen wie die Durchwachsene Silindem die Bundesregierung solche Werte Biogas. Mit 32 Prozent fällt zwar das Gephie als vorteilhaft für die Biodiversität erhebt und an die Kommission meldet. samtziel für Erneuerbare Energien im Verund als wichtige Habitate für Honigbienen Alles in allem bietet die RED II neue Changleich zum 2020-Ziel von 20 Prozent nicht definiert. Um den Anbau solch nützlicher cen, aber auch Herausforderungen für den sehr ambitioniert aus, der Fachverband Pflanzen zu fördern und die EU-VerordBiogassektor, der Fachverband Biogas wird Biogas begrüßt aber, dass es höher ist als nungen besser aufeinander abzustimmen, daher auch die Umsetzung in nationales das ursprünglich von der EU-Kommission fordert der Fachverband Biogas, diese Recht fachlich gut begleiten. vorgeschlagene Ziel von 27 Prozent. Pflanzen auch in die Erneuerbare-EnergiInsgesamt sind die Ziele im Verkehrsseken-Richtlinie als Substrat für fortschritttor aber angesichts der Herausforderungen liche Biokraftstoffe in den Anhang IX der des Klimawandels zu wenig ehrgeizig. 14 Richtlinie aufzunehmen. Autorin Prozent bis 2030 sind kein ambitionierter Bei der Umsetzung der Richtlinie bleibt Julia Münch Beitrag zum Erreichen des Klimaziels, vor Mitgliedstaaten ein gewisser Spielraum. Fachreferentin allem vor dem Hintergrund des Pariser KliHier muss darauf geachtet werden, BeReferat International maabkommens. Darüber hinaus wird mit stimmungen fachgerecht umzusetzen, Fachverband Biogas e.V. der Mehrfachanrechnung von Kraftstoffen sodass die Anwendung auch praktikabel Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising das tatsächliche Produktionsniveau limiist. So sind bei der THG-Berechnung Stan0 81 61/98 46 60 tiert und so der Klimaschutz gerade im dardwerte festgelegt, die für abgedeckte info@biogas.org Biokraftstoffe u. Biogas als Kraftstoff, flüssige Biobrennstoffe

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Kein Plastik aufs Feld Der Hydrozyklon sortiert die schwereren Abfälle, also zum Beispiel Glas, Knochen und Metall, aus.

Die Verwertung verpackter Lebensmittel fordert eine ausgeklügelte Verfahrenstechnik, damit der Gärdünger frei von Störstoffen ist. Einem Unternehmen aus Baden-Württemberg gelingt dies durch mehrstufige Abscheidung. Von Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel

m Herzen des württembergischen Allgäus, nur einen Katzensprung von den Alpen und dem Bodensee entfernt, liegt der Luftkurort Kißlegg. Wälder, Wiesen, Seen und Moore prägen das Landschaftsbild der noch urtypischen Allgäugemeinde. Seit 1995 betreibt die Familie Rupp hier eine Biogasanlage (BGA) zur Verwertung von biologischen Reststoffen. „Mich hat es damals gereizt, aus Gülle Energie zu machen“, erinnert sich Firmenchef Franz Rupp an die Anfänge. Aus diesem Grund hatte er bereits Anfang der Neunzigerjahre eine erste Versuchsbiogasanlage (28 kW) gebaut. Weil sie gut funktionierte, wollte er erweitern, doch die eigenen Tiere lieferten nicht genug Substrat: „Ich hatte nur 50 Kühe, leider reichte das nicht“, so Rupp, deshalb habe er von Anfang an auf Abfallvergärung gesetzt. Im Jahr 1995 wurde die erste Verwertungsanlage genehmigt, ihre elektrische Leistung lag bei 60 Kilowatt (kW). „Ich war mit meinen Projekten immer in der Zukunft“, resümiert er lachend. „Ich wollte schon immer Genehmigungen für Sachen, von denen das Landratsamt noch gar nicht wusste, dass es sie gibt“. Dann habe er immer „weiter ausgebaut“, erinnert sich der Firmenchef, „auf 120 kW und später auf 300 kW.“ Heute beträgt die installierte elektrische Leistung der Biogasanlage 960 kW. Zum Familienbetrieb gehören neben Vater Franz, Tochter Lisa und den beiden Söhnen Thomas und Stephan rund 50 Mitarbeiter. Lisa Rupp ist für den kaufmännischen Bereich zuständig. Thomas und Stephan küm-

mern sich um die technische Leitung und den Fuhrpark mit mittlerweile 21 Lkw. Seit 2012 hat das Unternehmen noch einen zweiten Standort in Ebersbach an der Fils.

Vorrausschauend geplant „Angefangen habe ich mit der Verwertung organischer Schlämme aus der Schlachterei“, erklärt der Firmeninhaber. Mit diesen sogenannten Flotatschlämmen habe die Vergärung „hervorragend funktioniert“, zudem habe es anfangs kaum Mitbewerber gegeben. Als der Markt schlechter wurde, wechselte das Unternehmen zur Speiseresteverwertung. „Das Problem waren verpackte Lebensmittel aus den Supermärkten“, so Rupp. Weil es wenig Anbieter gab, habe er sich gleich auf dieses Gebiet spezialisiert. Heute verarbeitet das Unternehmen täglich K3-Material aus ganz Süddeutschland. Sogenanntes K3-Material bezeichnet vor allem Abfälle und Nebenprodukte zum Beispiel aus Schlachtbetrieben oder Küchen- und Speiseabfällen, die für den menschlichen Verzehr nicht geeignet sind. Insgesamt werden 17.885 Tonnen pro Jahr verwertet. Die Biotonne gehört nicht dazu, denn sie ist laut Bioabfallverordnung nicht grünlandtauglich. „Da unser landwirtschaftlicher Betrieb nur aus Grünland besteht, verzichte ich auf dieses Material“, verdeutlicht der Entsorger. Mit dem Methangehalt des Substrats ist er sehr zufrieden. Dieser liegt bei rund 70 Prozent. Dem Betrieb angeschlossen ist auch eine

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FOTOS: MARTINA BRÄSEL

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Um den Biomüll von der Verpackung zu befreien, werden die Reststoffe über einen Schneckenförderer vom Annahmebunker in die Trennmühle transportiert. In ihr werden die Speisereste zerkleinert. Gasaufbereitungsanlage mit 500 Normkubikmeter pro Stunde. „Wir fahren unsere Biogasanlage wärmegesteuert“, erklärt Franz Rupp. Erzeugt wird dabei nur so viel Strom und Wärme, wie für den Eigenbedarf benötigt wird, also: Wärme für die Beheizung der Büroräume und für die Aufbereitung der Lebensmittel. Der Rest wird als Biomethan ins Erdgasnetz eingespeist.

Eine mehrstufige Trennung „Im ersten Schritt werden die Abfälle, die angeliefert werden, gewogen“, so Rupp. Danach fahren die Lkw in die Anlieferungshalle. Hier seien viele der einzelnen Verfahrensschritte untergebracht. Angeliefert werden Container- und Paletten oder auch der klassische Speiseresteeimer aus der Gaststätte. „Anfangs wurde noch händisch entpackt“, berichtet Rupp, heute sei das nicht mehr nötig. Um das K3-Material von der Verpackung zu befreien, werden die Reststoffe über einen Schneckenförderer vom Annahmebunker in die Trennmühle transportiert. In ihr werden die Speisereste zerkleinert. „Die Mühle entfernt rund 90 Prozent der Störstoffe“, weiß Firmenchef Rupp aus Erfahrung. Danach gelangen die gereinigten Speisereste in einen doppelwandigen Tank. Er befindet sich unter der Trennmühle und hat eine Größe von 150 Kubikmeter (m³). Aus diesem Tank werden die Speisereste in den Hygienisierer, der 20 m³ fasst, gepumpt. In ihm werden sie im nächsten Verfahrensschritt eine Stunde lang bei 70 Grad erhitzt. Nach der Erhitzung durchläuft der gesamte Tankinhalt dreimal den Hydrozyklon. Die schwereren Abfälle, also zum Beispiel Glas, Knochen und Metall, werden dabei aussortiert. Kleine Kunststoffteile- und fasern, die bis jetzt noch entwischen konnten, werden im nächsten Schritt in der Strainpress mit einem 3-Millimeter-Sieb entfernt. Danach kommen die gereinigten Speisereste in den Vorlagebehälter, der sich außerhalb der Entsorgungshalle befindet.

Firmenchef Franz Rupp zeigt, dass es in der Biomasse nach der Strainpress keinen sichtbaren Kunststoff mehr gibt.

„Aus ihm wird die Biogasanlage 26-mal pro Tag gefüttert, am Ende vom Tag sind 49 Tonnen eingebracht worden“, so Rupp. Die Verweilzeit des Materials liegt im Durchschnitt bei etwa 60 Tagen. Vor dem Nachgärer geht es noch einmal über einen Schneckenseparator, hier werden noch die Reststoffe entfernt, die an Fett gebunden waren. Der Gärdünger hat am Ende einen TS-Gehalt von 2,5 bis 3 Prozent. „Durch diese Dünnflüssigkeit erhalten wir eine saubere Trennung und können die Störstoffe komplett entfernen“, resümiert der Anlagenbetreiber.

Qualitätssicherung „In unserer Prozesskette erreichen wir nachweisbar eine vollständige Entfernung von Kunststoffpartikeln und anderen Fremdstoffen“, berichtet Rupp, dies wür-

Kleine Kunststoffteile und -fasern, die bis jetzt noch entwischen konnten, werden im nächsten Schritt in der Strainpress mit einem 3-Millimeter-Sieb entfernt.

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Lisa Rupp und Vater Franz zeigen, dass in ihrem zertifizierten Entsorgungsfachbetrieb die gesetzlichen Grenzwerte deutlich unterschritten und die weitergehenden Vorgaben der RAL-Gütesicherung für Gärprodukte sicher eingehalten werden.

Zum Familienbetrieb gehören neben Vater Franz, Tochter Lisa und und den beiden Söhnen Thomas und Stephan rund 50 Mitarbeiter. Lisa Rupp ist für den kaufmännischen Bereich zuständig. Thomas und Stephan kümmern sich um die technische Leitung und den Fuhrpark mit mittlerweile 21 Lkw.

den auch die Laboruntersuchungen bestätigen. Das Unternehmen ist Mitglied in der Bundesgütegemeinschaft Kompost e.V. (BGK). Dies ist ein eingetragener Verein, der sich der Gütesicherung für Kompost und Gärprodukte in Deutschland widmet. Die Bundesgütegemeinschaft ist als unabhängige und neutrale Organisation ausschließlich den Grundsätzen des RAL-Instituts für Gütesicherung und Kennzeichnung verpflichtet und von ihr anerkannt. Die Reglementierung möglicher Fremdstoffgehalte in Düngemitteln wird in Deutschland durch die Düngemittelverordnung vorgegeben. Für folienartige Kunststoffe gilt ein Grenzwert von maximal 0,1 Gewichtsprozent in der Trockenmasse (TM). Andere Fremdstoffe sind bis zu einem Anteil von 0,4 Gewichtsprozent in der TM zulässig. Alle vier Wochen nimmt ein unabhängiges Labor Proben. „Die Untersuchung ist sehr umfangreich“, be-

richtet Lisa Rupp. Bestimmt würden unter anderem der Schwermetallgehalt, der Vergärungsgrad, der Anteil an Fremdstoffen und hygienische Parameter. „Nach der Analyse des Gärprodukts erhalten wir ein Prüfzeugnis sowie eine RAL-Gütesicherung für unser Produkt. Diese Untersuchungsergebnisse erhalten alle Abnehmer der Gärprodukte dann von uns“, berichtet die junge Frau. Bei der Rupp-Anlage werden die gesetzlichen Grenzwerte deutlich unterschritten und die weitergehenden Vorgaben der RAL-Gütesicherung für Gärprodukte sicher eingehalten. Dies bestätigen die Untersuchungsergebnisse, die im Rahmen der RAL-Gütesicherung regelmäßig erhoben werden. Zudem ist das Unternehmen als Entsorgungsfachbetrieb vom TÜV Rheinland zertifiziert.

Nährstoffkreislauf schließen Bereits Ende der Neunzigerjahre ließ sich Franz Rupp eine Gärrestaufbereitungsanlage genehmigen. Mit ihr ist es möglich, dass der Feststoff verbrannt und das Abwasser direkt in die Kläranlage eingeleitet werden kann. „Wegen der aufwendigen Aufbereitung des Gärrestes aus der Abfallanlage ist er ein wertvoller Dünger für die Landwirtschaft“, dies würden, so der Entsorger, zahlreiche Untersuchungen bestätigen. Der Gärdünger enthalte alle Nährstoffe, die die Landwirtschaft benötigt. Zudem sei er vor Ort und müsse nicht, wie oftmals der industrielle Handelsdünger, von weither importiert

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Der Gärdünger hat am Ende einen TS-Gehalt von 2,5 bis 3 Prozent. „Durch diese Dünnflüssigkeit erhalten wir eine saubere Trennung und können die Störstoffe komplett entfernen“, resümiert der Anlagenbetreiber.

Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel

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Die Vergärung von Lebensmitteln in einer Biogasanlage hat also viele Vorteile: Die Nährstoffe kommen als Dünger auf das Feld, der Stoffkreislauf wird geschlossen. Zudem sind die Gaserträge hoch und dienen zur Strom- und Wärmeerzeugung. Eine Voraussetzung für die Verarbeitung dieser Materialien ist natürlich eine geeignete Prozesskette, die das Produkt reinigt. Wichtig ist zudem die regelmäßige unabhängige Überwachung der erzeugten Gärprodukte. Vor einer wachsenden Konkurrenz hat der Anlagenbetreiber keine Angst: „Es gibt noch viel Bedarf. Ich würde mich über mehr Vergärungsanlagen freuen“.

Autorin

werden. Gerne würde er Pellets herstellen, doch das ist „wegen der Gerüche ein Problem“, da sich die Anwohner beschweren. Rupp bewirtschaftet selbst noch 40 Hektar, die er mit dem Gärdünger aus der eigenen BGA seit Bestehen der Anlage düngt. Auf

Einsatz von Handelsdünger wird seither verzichtet. Seit einigen Jahren werde der komplette erste Schnitt als Kleintierfutter im Handel verkauft. „Mit Verunreinigungen durch Plastik wäre das nicht möglich“, so der Anlagenbetreiber.

Freie Journalistin Hohlgraben 27 · 71701 Schwieberdingen 0 71 50/9 21 87 72 01 63/232 68 31 braesel@mb-saj.de www.mb-saj.de