Biogas Journal 4_2018 by Fachverband Biogas e.V.

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Fachverband Biogas e.V.

| ZKZ 50073

| 21. Jahrgang

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GAS Journal

Das Fachmagazin der Biogas-Branche

Niederschlag: schmutziges Regenwasser reinigen S. 42

Topthema:

S A G S E N Ă&#x153; GR

Konfliktberatung: Hilfe zur Streitschlichtung S. 56

Schweiz: Wasserstoff erfolgreich methanisiert S. 76

INHALT

BIOGAS JOURNAL

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28 EDITORIAL 3 Zwischen Stillstand und Aufbruch Horst Seide, Präsident, des Fachverbandes Biogas e.V.

AKTUELLES

28 Biomethan Nur zwei neue Einspeiseanlagen im Jahr 2017 Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann 32 Türöffner für Biokraftstoffe Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 36 Aus Wasserstoff wird „grünes Gas“ Von Thomas Gaul

6 Meldungen 8 Bücher 10 Termine 11 Biogas-Kids 12 Klimaschutz durch Gasmobilität machbar Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann 16 LNG: BMVI fördert den Kauf von gasbetriebenen Lkw Von Dipl.-Ing. Alexey Mozgovoy 18 Start-up mit 5 Billiarden Mitarbeitern 20 Innovationen aus Wissenschaft und Wirtschaft konzentriert präsentiert Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

24 Ifat 2018: Internationales Interesse an deutscher Biogastechnik 26 „Biogas und Artenreichtum? Super!“ Von Dennis Schiele 27 Save the date: 28. Biogas Convention

PRAXIS 42 Delphin sorgt für sauberes Wasser Von Dierk Jensen 46 Wildpflanzenfelder sind Biotope in der Agrarlandschaft Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann 50 Bienenstrom schafft Lebensräume für Pflanzen und Insekten! Von Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel 54 Vegetationsbericht Durchwachsene Silphie Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann 56 Wenn der Unmut gärt Von Dr. Bettina Knothe und Dr. Martin Köppel 60 Es geht auch ohne Mais Von Thomas Gaul

INHALT

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TITELFOTO: IVECO I FOTOS: CARMEN RUDOLPH, ODAS GMBH, MARTIN BENSMANN, GIZ

BIOGAS JOURNAL |

INTERNATIONAL 62 Drei Jahre TRGS 529 – an was Sie sich erinnern sollten und was neu hinzukam Von Dipl. Wirtschaftsing. (FH) Marion Wiesheu 64 Erfolgreich gegen den Strom Von Dipl.-Ing. · Dipl.-Journ. Martina Bräsel 68 Ein Landwirt, der Zukunft gestaltet Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

Frankreich 72 Mit Biomethan die Kurve kriegen Von EUR Ing. Marie-Luise Schaller Schweiz 76 Direkte Wasserstoff-Methanisierung – technisch erfolgreich nachgewiesen Von Andreas Kunz, Julia Witte, Serge Biollaz und Tilman Schildhauer Indien 82 Nashik wird Abfall-zu-Energie-Modell Von M.Sc. / ME Dirk Walther Serbien 84 Fachverband und GIZ unterstützen bei der Biogasnutzung

VERBAND Aus der Geschäftsstelle 86 EEG-Novelle mit Verbesserungen für Biogas? – Oder doch nicht? Von Dr. Stefan Rauh 90 Aus den Regionalgruppen 98 Aus den Regionalbüros 100 Mecklenburg-Vorpommern Erneuerbare decken Strombedarf zu 150 Prozent – künftig sogar zu 700? Von Bernward Janzing 102 Klimaziel 2020 nur mit Kohleausstieg erreichbar Von Dr. Simone Peter (BEE)

PRODUKTNEWS Beilagenhinweis: Das Biogas Journal enthält Beilagen der Firmen BayWa AG und DZS Agrar Handels GmbH.

104 Produktnews 106 Impressum

PRAXIS / TITEL

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Aus Wasserstoff wird „grünes Gas“ Power-to-GasAnlage im Container in Hamburg-Reitbrook. Mit einem PEMElektrolyseur wurde der von Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein erzeugte Strom genutzt, um Wasserstoff zu produzieren, der ins Erdgasnetz eingespeist oder zwischengespeichert wurde. Zurzeit ist die Anlage außer Betrieb.

Die Power-to-Gas-Technologie schreitet voran. Es sind längst nicht mehr nur Anlagen im Versuchsstadium, mit denen sich die Umwandlung von Strom in Zeiten hohen Angebots demonstrieren lässt. Insbesondere im Zusammenhang mit dem CO2 aus Biogasanlagen lassen sich die Chancen der Sektorkopplung nutzen. Von Thomas Gaul

asserstoff ist ein wichtiger Baustein bei der Kopplung der Sektoren Strom, Wärme und Mobilität. Bei den ersten „Power-to-Gas“-Anlagen ging es noch darum, Strom aus Windenergieanlagen zu nutzen, die wegen Überlastung des Stromnetzes ansonsten abgeregelt werden mussten. Die Option der Rückverstromung wird heute nicht mehr betrachtet. Nun rücken andere Anwendungen in den Fokus. So kann der durch Elektrolyse regenerativ erzeugte Wasserstoff zwar zu geringen Teilen direkt in das Erdgasnetz eingespeist werden, durch die Methanisierung – wozu sinnvoll auch das CO2 einer Biogasanlage eingesetzt werden kann – ist aber eine vollständige Einspeisung möglich. Damit ließe sich auch im Bereich der Mobilität die vorhandene (Gas-)Infrastruktur nutzen, während Brennstoffzellenfahrzeuge in ihrer Nische bleiben. Wasserstoff lässt sich speichern, sodass Angebot und Nachfrage geglättet werden können. Mit der Methanisierung im Power-to Gas-Prozess lassen sich Synergien mit der Biogasproduktion optimal nutzen. Zudem sinken die Produktionskosten von regenerativ erzeugtem Wasserstoff von derzeit 18 auf 3,2 bis 2,1 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh), wie Experten des Berliner Analyseinstituts Energy Brainpool errechneten. In einer Studie im Auftrag von Greenpeace Ener-

gy kommen sie zu dem Schluss, dass Elektrolysegase erneuerbaren Ursprungs wettbewerbsfähig werden, die Nutzung von Erdgas dagegen immer teurer. „Im Energiesystem von morgen wird es weltweit günstiger sein, Elektrolysegase aus Wind- und Solarstromüberschüssen zu produzieren als für fossiles Erdgas und verbundene CO2-Emissionen zu bezahlen“, sagt Studienautor Fabian Huneke. Die erwarteten Kostensenkungen sind der Studie zufolge möglich durch eine industrielle Serienfertigung der Elektrolyseure, Effizienzsteigerungen der Technologie und eine zunehmende Stromeinspeisung aus fluktuierender Erzeugung. Gute Perspektiven bieten sich insbesondere in der Mobilität, da dort großer Handlungsdruck im Hinblick auf Emissionen herrscht. Aber auch für die stoffliche Nutzung in der Industrie werden große Mengen an Wasserstoff benötigt. Zugleich wird an neuen Synthesepfaden gearbeitet, um Produkte, die jetzt noch auf der Basis von Erdöl oder Erdgas hergestellt werden, durch auf Power-to-Gas basierende zu substituieren.

Erdgasreformierung setzt CO2 frei Werden die Elektrolyseure mit Strom aus Erneuerbaren Energien betrieben, lässt sich der gesamte Produktionsprozess emissionsfrei stellen. Bei der Produktion einer Tonne Wasserstoff werden bei der Erdgasreformierung rund 10 Tonnen CO2 freigesetzt. Weltweit werden

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FOTOS: THOMAS GAUL

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Blick ins Innere des Containers, der den PEM-Elektrolyseur enthält. jährlich über 600 Milliarden Kubikmeter Wasserstoff verbraucht und weitgehend umweltschädlich hergestellt. Deutschland nimmt derzeit eine Vorreiterrolle bei der Entwicklung der Power-toGas-Technologie ein. Momentan gibt es mehr als 35 Projekte mit einer Elektrolyseleistung von über 20 Megawatt (MW). Ralph Bake, Vorstandsvorsitzender der Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas e.V.), sieht ein großes Potenzial: „Im Jahr 2025 wollen wir Power-to-Gas-Anlagen in der Größenordnung von 1,5 Gigawatt (GW), bis 2030 von 7,5 Gigawatt in Deutschland installiert haben.“ Die dena fordert in ihrer Anfang Juni vorgestellten Leitstudie „Integrierte Energiewende“ sogar, bis 2030 Kapazitäten von 15 GW aufzubauen. Doch für einen wirtschaftlichen Betrieb müssten sich die politischen Rahmenbedingungen ändern (siehe Kasten) und müsste die Planung der Strom- und Gasnetze gemeinsam erfolgen. Denn mit der Power-to-Gas Technologie wird der Strom gewissermaßen durch das Gasnetz transportiert. Die weltweit größte Anlage zur Produktion von „grünem“ Wasserstoff entsteht derzeit in Linz. Nach dem Projektstart zu Beginn 2017 schreitet der Bau der Pilotanlage am voestalpine-Standort Linz zügig voran. In den Sommermonaten 2018 werden bereits die Kernkomponenten zur Elektrolyse geliefert und noch binnen Jahresfrist soll die Inbetriebnahme beginnen. Der Start des umfangreichen zweijährigen Versuchsprogramms ist für Frühjahr 2019

geplant. Für die Forschungsanlage in Linz hat Siemens das derzeit weltweit größte PEM („Proton Exchange Membrane“)Elektrolysemodul entwickelt. Mit einer Anschlussleistung von 6 MW können damit 1.200 Kubikmeter „grüner“ Wasserstoff pro Stunde produziert werden. Bei der Umwandlung von Strom in Wasserstoff wird ein Rekord-Wirkungsgrad von 80 Prozent angestrebt.

Überblick über ausgewählte Projekte Sie war die erste Anlage ihrer Art – und wurde seinerzeit unter dem Projektnamen „Windgas“ bekannt: die Anlage im brandenburgischen Falkenhagen östlich von Berlin. Nach einem mehrmonatigen Stillstand der Anlage wurde sie nun erweitert und nimmt im Rahmen des internationalen Forschungsprojekts „Store and Go“ den Betrieb wieder auf. Wurde der Wasserstoff bisher direkt in das Erdgasnetz eingespeist und als „Windgas“ vermarktet, wird nun mit einer Methanisierungsanlage der Wasserstoff in einem zweiten Schritt mit dem CO2 einer Bioethanolanlage zu Methan umgewandelt. Das Methan kann vielfältiger als der reine Wasserstoff eingesetzt werden. 27 Partner aus sechs Ländern arbeiten im Projekt „Store and Go“ zusammen, um die Möglichkeiten der Integration von Powerto-Gas-Anwendungen in das europäische Energiesystem zu untersuchen. Die Methanisierung von Wasserstoff gilt dabei als wichtiger Schritt. Als Pilotanlage wurde die „WindGas Falkenhagen“ 2013 errichtet.

PRAXIS / TITEL

FOTO: UNIPER

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Power-to-Gas-Anlage von Uniper in Falkenhagen. Direkt neben dem bestehenden Standort wurde im Juli 2017 der Grundstein für die Methanisierungsanlage und weitere dafür notwendige Komponenten gelegt. Bis zu 57 Kubikmeter SNG (Synthetic Natural Gas) können in der Stunde mit der Methanisierungsanlage produziert werden. Das entspricht in etwa einer Leistung von 600 kW pro Stunde. Die anfallende Wärme wird in einem benachbarten Furnierwerk zur Trocknung genutzt. Realisiert wurde die Anlage von Thyssenkrupp Industrial Solutions, der Forschungsstelle des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW) und dem Karlsruher Institut für Technologie. Sie soll nun im Rahmen des Projektes 24 Monate lang betrieben werden. Ende April startete im westfälischen Herten ein Demonstrationsprojekt zur Produktion

von „grünem“ Wasserstoff. Das Projekt im Wasserstoff-Kompetenz-Zentrum simuliert die Herstellung von Wasserstoff aus Windenergie. Projektpartner ist das japanische Technologieunternehmen Asahi Kasei, das ein auf der Chlorkali-Elektrolyse basierendes alkalisches Wasserelektrolysesystem entwickelt hat, das schwankenden Einspeisungen aus regenerativen Energiequellen angepasst werden kann. In dem Projekt mit der Laufzeit von einem Jahr ist die Entwicklung einer Großanlage zur Wasserstoffproduktion geplant. Eine Aufrüstung bis zu 10-Megawatt-Systemen soll möglich sein. Im Spätsommer 2018 soll am Standort des Wasserstoff-Kompetenz-Zentrums eine öffentliche Wasserstofftankstelle in Betrieb gehen. Sie reiht sich ein in das Netz der Wasserstofftank-

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stellen der H2 Mobility Deutschland. Ziel ist der Betrieb von 100 Tankstellen in sieben deutschen Ballungszentren. Sind in Zukunft mehr Brennstoffzellenfahrzeuge auf deutschen Straßen unterwegs, sollen bis zu 400 Tankstellen die Versorgung sicherstellen. Wie die derzeit viel zitierte Sektorenkopplung gelingen kann, wurde in Hamburg im Rahmen des Projektes „Norddeutsche Energiewende“ (NEW) erprobt. Unter wissenschaftlicher Begleitung des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) und des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) mit Uniper wurde am Standort Hamburg-Reitbrook eine Powerto-Gas-Anlage errichtet. Mit einem PEMElektrolyseur wurde der von Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein erzeugte Strom in Wasserstoff umgewandelt und ins Erdgasnetz eingespeist oder zwischengespeichert, bis in der Hansestadt der Bedarf vorhanden war. Die Anlage mit einer Leistung von 1 Megawatt lief in den Jahren 2015 und 2016. Derzeit ruht der Betrieb. Seit 2011 erzeugt das Enertrag-Hybridkraftwerk im brandenburgischen Prenzlau aus Windenergie grünen Wasserstoff, der als „Enertrag Windgas“ nach der Einspeisung in das Erdgasnetz zu Heizzwecken oder direkt in Brennstoffzellen in Notstromaggregaten eingesetzt wird. Enertrag kooperiert mit der Firma Total, um den Wasserstoff an Tankstellen in Berlin zu vermarkten. Dazu gehört auch die sogenannte „Multi-Energie-Tankstelle“ am noch immer

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nicht fertiggestellten Berliner Hauptstadtflughafen BER. In Betrieb ist dagegen der 500-kW-Elektrolyseur, der unter Federführung von Total, Enertrag und Linde zur Versorgung der Tankstelle, an der es neben zwei Wasserstoff-Zapfsäulen auch Elektroladesäulen gibt. Der regenerativ erzeugte Strom soll aus einem 15 Kilometer nordöstlich des Flughafens gelegenen Windpark kommen. In der ersten Ausbaustufe beträgt die Wasserstoffproduktion 200 Kilogramm pro Tag. Das reicht für 50 Tankfüllungen von Brennstoffzellenautos. Zusammen mit Biomethan kann der Wasserstoff in einem BHKW zur Strom- und Wärmeproduktion genutzt werden. Dazu nimmt ein Feststoffspeicher bis zu 100 Kilogramm des aus der Elektrolyse fluktuierend erzeugten Wasserstoffs auf, um das BHKW kontinuierlich zu versorgen.

Elektrolyseur reagiert auf günstige Strompreise Die Bewirtschaftung einer WasserstoffTankstelle hat auch der Energievermarkter CLENS (heute BayWa r.e.) entwickelt. In Verbindung mit einem Wasserstoffspeicher ist es das Ziel, den Elektrolyseur flexibel zu betreiben. Über eine automatisierte Fernsteuerung kann die Anlage auf günstige Strompreise an der Strombörse reagieren und den Stromverbrauch entsprechend anpassen. Darüber hinaus sollen die Strompreissenkungen genutzt werden, um Regelenergie (Minutenreserve und Sekundärregelleistung) bereitzustellen. Die Anla-

ge läuft derzeit jedoch nur wenige Stunden in der Woche, weil die Nachfrage nicht vorhanden ist, wie Jonas Zingerle von BayWa r.e. zugibt. Wenn der Speicher voll ist, weil länger kein Fahrzeug getankt hat, schaltet sich der Elektrolyseur ab. Gas erzeugen, wenn der Strompreis niedrig ist, das macht BayWa r.e. gemeinsam mit Viessmann in der Power-to-Gas-Anlage im hessischen Allendorf (Eder). Der Elektrolyseur der Anlage gewinnt aus Strom Wasserstoff, der von Mikroorganismen und CO2 aus einer benachbarten Biogasanlage in Methan umgewandelt wird. Seit 2015 ist hier die weltweit erste Power-to-Gas-Anlage in Betrieb, die mit biologischer Methanisierung arbeitet. Beim sogenannten BION-Verfahren, das vom Tochterunternehmen MicrobEnergy entwickelt wurde, produzieren Archeen aus dem im PEM-Elektrolyseur produzierten Wasserstoff und dem CO2 in der Biogasanlage Methan. Vorteil des Verfahrens ist, dass es mit niedrigen Temperaturen und Drücken auskommt. Außerdem kann es auch zur Aufreinigung von Rohbiogas genutzt werden. Viessmann vermarktet das Biomethan als Biokraftstoff an Audi. Der Autohersteller selbst will im Rahmen des e-gas-Projektes im niedersächsischen Werlte den Wasserstoff nutzen, um mit dem CO2 der benachbarten Biogasanlage Methan zu synthetisieren. Seit 2013 wird das Gas in das Erdgasnetz eingespeist – pro Jahr etwa 1.000 Tonnen. Der Autohersteller erfasst die Gasmengen, die

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der Kunde mit einem Audi g-tron per e-gas-Tankkarte bezahlt hat und stellt sicher, dass dieselbe Menge an e-gas für einen CO2-neutralen Fahrbetrieb in das Gasnetz eingespeist wird.

Testanlage auf dem Eichhof Die direkte Methanisierung mit Biogas ist auch das Ziel eines Projektes, das vom Hessischen Biogas-Forschungszentrum auf dem Eichhof bei Bad Hersfeld durchgeführt wird. Bei dem Forschungsvorhaben des Fraunhofer IWES wird die 25-kWElektrolyseanlage von Solar Fuel in die auf dem Gelände vorhandene Infrastruktur mit einer landwirtschaftlichen Biogasanlage eingebunden. Am Ende des Projektes soll die direkte Methanisierung in der Praxis auf landwirtschaftlichen Biogasbetrieben einsatzfähig sein. Gelingt dies, kann der Powerto-Gas-Weg eine Alternative zu den üblichen Biogasaufbereitungsverfahren sein. Etwa 4 Kubikmeter pro Stunde SNG können auf dem Eichhof produziert werden. Der Projektierer GP Joule in Reußenköge (Schleswig-Holstein) sieht in der Kombination von Biogas und Elektrolyse einen „Stromlückenfüller“. GP Joule will vorhandene landwirtschaftliche Biogasanlagen um eine Elekrolyseeinheit der Tochterfirma H-Tec ergänzen und so zu einem bedarfsorientierten Regelkraftwerk machen. Der

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FOTO: VIESSMANN

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Biologische Methanisierung: BayWa r.e. und Viessmann betreiben eine Power-to-Gas-Anlage im hessischen Allendorf (Eder). Der Elektrolyseur der Anlage produziert mit preiswertem, überschüssigem Ökostrom Wasserstoff, der von Mikroorganismen und CO2 aus einer benachbarten Biogasanlage in Methan umgewandelt wird.

Wasserstoff dient als Energiespeicher in Zeiten eines hohen Stromangebotes im Netz. Steigt der Strombedarf, kann der Wasserstoff gemeinsam mit Biogas im Verhältnis 30:70 im BHKW verbrannt werden. In einem Pilotprojekt wurde der Wasserstoff dazu eingesetzt, Züge des Nahverkehrs anzutreiben. Power-to-Gas (PtG) kann auch Kommunen bei der Umsetzung ihrer Klimaziele helfen. Die oberbayerische Stadt Pfaffenhofen erzeugt bereits 70 Prozent ihres Stroms aus Erneuerbaren Energien. Als erste Stadt in Deutschland hat Pfaffenhofen nun eine PtG-Anlage von Elektrochaea. Das dänische Unternehmen hat die biologische Methanisierung mithilfe von Archaeen bereits in einer kommerziellen Anlage in Dänemark realisiert. In Pfaffenhofen kommt der Strom aus den Wind- und Solarparks der Bürgerenergiegenossenschaft, das CO2 aus der örtlichen Kläranlage. Mit dem Methan sollen 250 Gasfahrzeuge betrieben werden.

Der regulatorische Rahmen stimmt nicht Sämtliche Power-to-X-Anlagen gelten nach dem deutschen Energierecht derzeit als Letztverbraucher. Dies gilt auch dann, wenn die Umwandlung von Strom in einen anderen Energieträger letztlich nur der Zwischenspeicherung von Energie dient

und der „eigentliche Letztverbrauch“ der Energie in einem weiteren Umwandlungsvorgang erfolgt. Selbst in dem Fall, dass aus dem Power-to-X-Produkt erneut Strom erzeugt wird, gilt bereits die zum Zweck der Zwischenspeicherung erfolgende Umwandlung als Letztverbrauch. Die Power-to-X-Allianz, zu der neben dem Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) unter anderen Audi, Ontras und Uniper gehören, fordert ein Markteinführungsprogramm für Sektorenkopplungstechnologien. Danach sollen Anlagen mit 1.500 Megawatt Gesamtleistung zur Herstellung von „grünem“ Wasserstoff, synthetischem Methan und nachgelagerten Kraftstoffen zwischen 2019 und 2027 über ein Zertifikatesystem gefördert werden. Das gesamte Fördervolumen beläuft sich auf knapp 1,1 Milliarden Euro. Das Programm sieht vor, dass Betreiber von Power-to-X-Anlagen für jede vermiedene Tonne CO2 ein Anrechnungszertifikat erhalten, das sie bei der KfW-Bank monetarisieren können. Vorgesehen ist ein degressiver Fördersatz, der aktuell mit 300 Euro je eingesparter Tonne CO2 beginnt und 2027 mit 150 Euro je Tonne ausläuft. Denkbar sei auch ein Handel mit Anrechnungszertifikaten und deren Verrechnung mit ETSZertifikaten durch Industrieunternehmen. „Bislang gibt es kaum spezifische Rege-

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lungen für Power-to-Gas-Produkte. Ebenso fehlt ein konsistenter Ordnungsrahmen, der die Systemfunktion von Power-to-XAnlagen als zentrales Element der Sektorenkopplung anerkennt und eine klare Rechtsgrundlage schafft. Nach wie vor werden Power-to-Gas-Anlagen als Letztverbraucher eingeordnet. Daraus resultiert eine Belastung des genutzten Stroms mit zahlreichen Entgelten, Umlagen und Abgaben. Unter diesen Bedingungen rechnet sich der Betrieb der Anlagen, von denen es mittlerweile fast 30 Pilotprojekte in Deutschland gibt, nicht. Diese Markteintrittshürden müssen schleunigst weg“, so der DVGW-Vorstandsvorsitzende Prof. Dr. Gerald Linke.

Unterstützung aus Schleswig-Holstein Die Landesregierung von Schleswig-Holstein setzt sich für den „grünen“ Wasserstoff ein. So soll der Wasserstoff auf die THG-Minderungsquote bei Biokraftstoffen angerechnet werden. Das soll in Artikel 25 der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie (REDII) geregelt werden. Mit der Forderung nach voller Anrechnung des grünen Wasserstoffs auf die THG-Minderung richtet sich Kiel auch gegen den Vorschlag in der Brüsseler Debatte, nur den ÖkostromAnteil des jeweiligen Landes in Ansatz zu bringen. Das wären in Deutschland zurzeit 36 Prozent. Im Gegenzug zur Anrechnung von 100 Prozent des eingesetzten Ökostroms bieten Umwelt- und Wirtschaftsministerium die Einführung eines Zertifizierungssystems an. Damit soll der Einsatz des Ökostroms über die gesamte Produktionskette bis hin zum grünen Wasserstoff und gegebenenfalls weiter zum konventionellen Kraftstoff lückenlos dokumentiert werden. Für den Strom soll es einen Herkunftsnachweis geben. Zertifikatestrom beispielsweise aus norwegischer Wasserkraft soll nicht zulässig sein.

Autor Thomas Gaul Freier Journalist Im Wehrfeld 19a · 30989 Gehrden Mobil: 01 72/512 71 71 E-Mail: gaul-gehrden@t-online.de

PRAXIS

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„Wenn die Kleinlebewesen sterben, haben wir ein richtiges Problem“ Dennis Striebel

Bienenstrom schafft Lebensräume für Pflanzen und Insekten! Gute Zusammenarbeit von links: Dr. Manfred Albiez (Projektbetreuer), Landwirt Dennis Striebel, Tobias Länge (Vertriebsleiter Stadtwerke Nürtingen), Regierungspräsident Klaus Tappeser, Annette Seehaus-Arnold (Vizepräsidentin ImkerBund), Achim Nagel (Geschäftsstellenleiter), Rainer Striebel (Regionalvermarktung), Volkmar Klaußer (Geschäftsführer Stadtwerke Nürtingen) und Otto Körner (Fachverband Biogas, Regionalreferent Baden-Württemberg).

Ein in Deutschland bislang einmaliges Projekt startete Ende April: Um neue Lebensräume für Insekten zu schaffen, säten Landwirte im Biosphärengebiet Schwäbische Alb Wildpflanzen zur Energiegewinnung in Biogasanlagen aus. Die Finanzierung der Projektkosten erfolgt durch den bundesweiten Verkauf von Bienenstrom. Von Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel

ienenstrom ist ein Stromprodukt der Stadtwerke Nürtingen, das Ökostrom und die privatwirtschaftliche Finanzierung von artenreichen Blühflächen kombiniert. Das Besondere daran ist, dass mit jeder durch die Stadtwerke Nürtingen verkauften Kilowattstunde Bienenstrom 1 Cent in das Projekt zum An- und Ausbau von Blühflächen fließt. Das innovative Projekt ist eine Kooperation der Stadtwerke Nürtingen GmbH und des Biosphärengebiets Schwäbische Alb. „Durch den Kauf des bienenfreundlichen Stroms können unsere Kunden den Wildpflanzen-Anbau unterstützen und zu Blühhelfern werden“, so Volkmar Klaußer, Geschäftsführer der Stadtwerke Nürtingen. Die am Projekt beteiligten Landwirte werden hingegen Blühpaten genannt. Neun Landwirte und agrarwirtschaftliche Unternehmen machen mit und schaffen auf einer Gesamtfläche von aktuell rund 13 Hektar zusätzliche Blühflächen. Einer von ihnen ist Dennis Striebel, der eine 750-kWBiogasanlage betreibt. Die Ackerfläche, die er bereitstellt, umfasst 0,7 Hektar. Mit der Aussaat am 27. April

„Wenn die Kleinlebewesen sterben, haben wir ein richtiges Problem“ Dennis Striebel auf seinem Acker in Münsingen-Buttenhausen fiel der offizielle Startschuss zum Projekt. Seit diesem Tag ist die Website www.bienenstrom.de online und die Kunden können den bienenfreundlichen Strom beziehen. Wie wichtig dieses in Deutschland bislang einmalige Projekt ist, zeigte die Anwesenheit von Regierungspräsident Klaus Tappeser an diesem Tag. Er sprach in Buttenhausen von einem „wichtigen und guten Ereignis“, einem weiteren Meilenstein im Biosphärengebiet, bei dem es nur Gewinner gebe. Bienenstrom sei eine pfiffige Idee der Stadtwerke Nürtingen, die zusammen mit den Mitarbeitern des Biosphärengebiets entwickelt worden sei. „Ab sofort haben Verbraucherinnen und Verbraucher durch den Bezug von Bienenstrom die Möglichkeit, einen aktiven Beitrag zum Erhalt und zur

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Förderung der biologischen Vielfalt quasi fast vor ihrer Haustüre zu leisten“, so Tappeser. „Es war nicht einfach, Landwirte für das Projekt zu finden“, erinnert sich Dr. Manfred Albiez, der das Sonderprojekt für die Stadwerke Nürtingen betreut. „Wir waren sehr froh, dass uns der Fachverband Biogas dabei geholfen hat“. Das Regionalbüro Süd hatte seine Mitglieder angeschrieben und das Interesse geweckt. Neun Landwirte und das Landesgestüt Marbach sind nun dabei. Dennis Striebel kennt die Beweggründe: „Wir machen mit für Umwelt und Klima, denn wenn die Kleinlebewesen sterben, haben wir ein richtiges Problem.“ Otto Körner, Regionalreferent Süd des Fachverbandes Biogas, erklärt die anfängliche Zurückhaltung der Landwirte: „Viele fürchteten wirtschaftliche Einbußen, weil Wildpflanzen im Vergleich zu Mais nur etwa die Hälfte des möglichen Ertrags pro Hektar bringen.“ Zudem seien die Anbaukosten deutlich höher. Der Wildpflanzensamen koste etwa 350 Euro pro Hektar, fast doppelt so viel wie der Mais. „Momentan haben wir das Projekt vorfinanziert“, fügt Albiez hinzu. Im ersten Jahr hätten die Landwirte das Saatgut bekommen. „Wir erhalten eine kleine Prämie, sodass das Saatgut bezahlt ist“, bestätigt Biogasproduzent Manfred Kloker, der 2,5 Hektar in das Projekt einbringt. Doch die Unterstützung beim Saatgutkauf allein reiche nicht aus: „Deshalb erhalten die betei-

ligten Landwirte und Anlagenbetreiber dauerhaft einen festgelegten, jährlich zur Auszahlung anstehenden Blühhilfe-Beitrag pro Hektar Anbaufläche“, so Albiez. Er liege in dem Bereich, was die Landwirte für Greening-Flächen bekommen. Für Otto Körner ist deshalb das Projekt „einzigartig“ und „besonders wertvoll“. Erstmalig bundesweit erhielten BiogasLandwirte für eine Naturschutzdienstleistung eine privatwirtschaftliche Honorierung. Körner hofft, dass der Bienenstrom auch zu mehr Kommunikation und gegenseitigem Verständnis zwischen Landwirten und Bürgern führt.

20 verschiedene Pflanzenarten in der Saatmischung „Für einen hohen Ertrag ist die richtige Zusammensetzung der Blühmischung wichtig“, so Körner, deshalb sei sie von den Projektpartnern gemeinsam ausgewählt worden. Die Mischung BG 70 von Saaten Zeller enthält heimische Pflanzen wie Steinklee, Buchweizen, Malve, Eibisch, Flockenblume und Rainfarn: Insgesamt besteht die Mischung aus mehr als 20 verschiedenen Pflanzenarten, die zusätzlichen Lebensraum für Wildtiere schaffen sollen. Enthalten sind ein- und mehrjährige Pflanzen, dadurch ändert sich der optische Eindruck der Blühflächen von Jahr zu Jahr. Aufgrund der relativ tiefen Durchwurzelung nutzen die Wildpflanzen Wasser- und

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Mit der Aussaat am 27. April auf dem Acker von Dennis Striebel in Münsingen-Buttenhausen fiel der offizielle Startschuss zum Projekt. Seit diesem Tag ist die Website www.bienenstrom.de online und die Kunden können den bienenfreundlichen Strom beziehen. Nach der Aussaat schauen sich (von links) Rainer Striebel, Manfred Klocker, Otto Körner und Dennis Striebel den Boden an, die lange Trockenheit macht ihnen Sorgen. „In diesem Jahr haben wir viel zu wenig Regen bekommen“, bedauert Dennis Striebel.

Nährstoffreserven auch in tiefen Bodenlagen. Zudem macht die Mehrjährigkeit den Bestand wesentlich unempfindlicher gegenüber schlechter Witterung. Zunächst ist das Projekt auf fünf Jahre ausgelegt. „Weil das Saatgut aus einer Mischung verschiedener Pflanzen besteht, verteilt sich das Risiko“, bestätigt Dennis Striebel und der Landwirt kennt noch weitere Vorteile: „Wir benötigen keine Spritzmittel und die jährliche Bodenbearbeitung entfällt“, sagt er. Auch die Düngung könne reduziert werden. „Wir sind gespannt, ob es so gut wird, wie wir uns das vorstellen“, fügt Biogasproduzent Kloker hinzu. Die erste Ernte soll im September sein. „Wir rechnen schon mit Einbußen auf der Ertragsseite“, sagen die Biogas-Bauern, doch Optimismus und Engagement seien bei dem Projekt unerlässlich. „Die Landwirte müssen auf jeden Fall Geduld aufbringen“, weiß Annette Seehaus-Arnold. Die Vize-Präsidentin des Imker-Bundes hat dieses Wissen in

dem bereits laufenden Projekt „Blühende Energiepflanzen statt Mais“ in Ostheim vor der Rhön gesammelt.

Zwei Blühphasen möglich „Die Wildpflanzen sind relativ spät gekommen und waren anfangs auch etwas mickrig“, erinnert sich die Imkerin. „Dann aber waren sie umso schöner und sie waren fast drei Meter hoch.“ Landwirte und Bevölkerung seien begeistert gewesen. „Wildpflanzen blühen insgesamt lang und, je nach Erntezeitpunkt, danach noch einmal“, auch das mache sie sehr interessant für die Bienen. Auch Niederwild, wie Hasen und Rebhühner, würden einen idealen Schutz erhalten. Wildpflanzen schützen den Boden aktiv, denn durch die geschlossene Fläche wird eine Bodenerosion verhindert. Durch sie baue sich Humus, ein hervorragender CO2-Speicher, wieder auf und die Gewässer würden entlastet: „Mancherorts haben wir große Probleme mit

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Nitrat im Grundwasser“, berichtet Seehaus-Arnold. Erste Untersuchungen zeigten, dass die Wildpflanzen das Nitrat aus dem Boden ziehen und dadurch neben dem Trinkwasser auch die Gewässer schützen. Auch aus der Sicht des Imker-Bundes verläuft die Entwicklung für die Bienen „dramatisch“. Dabei sind Insekten unerlässlich für ein gesundes Ökosystem. Sie sind die wichtigsten Pflanzenbestäuber, regulieren Schädlinge und dienen zahlreichen anderen Arten als Futter. Ohne tierische Bestäuber nehmen die Erntemengen und die Qualität der Feldfrüchte deutlich ab. „Deshalb wollen wir die Landwirte dazu bewegen, dass sie einen Teil ihrer Flächen der Umwelt und den Insekten widmen“, verdeutlicht Seehaus-Arnold und betont den ökologischen Nutzen der Blühflächen, nicht nur für die Honigbiene, sondern auch für die Vögel und Wildtiere. „Doch für diese Leistung müssen die Landwirte entschädigt werden“, so die Fachfrau, eine Anrechnung dieser Äcker als Greening-Flächen sei deshalb sehr wichtig. Otto Körner beschreibt die gesetzliche Lage: „Bislang sind Wildpflanzen nur als Brache greeningfähig, also nicht nutzbar“, das mache sie für BiogasLandwirte (ohne Bienenstrom-Förderung) völlig uninteressant. Im Gegensatz dazu dürften Durchwachsene Silphie und Miscanthus geerntet werden. „Sie werden als ökologische Vorrangflächen anerkannt“, so Körner. Ohne eine weitere Nutzung würde sich der Anbau von Wildpflanzen für die Landwirte aber nicht rechnen. Biogas sei ein Teil der Lösung, wenn ein umweltfreundlicher Anbau das Ziel ist. Diese Form der Energieerzeugung benötige keine Rein- oder Monokultur. „Die Biogasnutzung ist eine Voraussetzung für die Verwertung von nicht essbaren Wildpflanzen“, resümiert Körner. „Überall wird in den Medien von Insektensterben berichtet“, fügt Volkmar Klaußer hinzu. „Es wird Zeit, dass wir alle etwas dagegen tun.“ Für die Zukunft wür-

Fahrt: Energiewende in undendienst Neuer natGAS-K ieb! für den Flexbetr

PRAXIS

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de sich der Geschäftsführer der Stadtwerke Nürtingen „freuen, wenn das Projekt durch neue Kunden und Flächen wächst. Der Start war gut, ausgehend von einem Stromverbrauch von etwa 3.000 Kilowattstunden, können wir etwa 300 Kunden versorgen.“ Im ersten Jahr wollen die Stadtwerke auf etwa 600 Bienenstrom-Kunden verdoppeln. Parallel zum Internet-Vertrieb soll der Anbau ausgebaut werden. Momentan ist das Projekt in und um das Biosphärengebiet beschränkt, Landwirte aus der Region sind aber noch herzlich willkommen. „Weitere Biogas-Landwirte stehen bereits in den Startlöchern“, sagt Otto Körner lachend.

Biogaslandwirte des Fachverbandes Biogas e.V. als „Blühpaten“, von links: Dennis Striebel, Jörg Kautt, Roland Locher, Ingo Hiller, Markus Hagen, Manfred Kloker, Alfred Bohnacker und vom Haupt- und Landgestüt Marbach Thomas Engelhart und Dr. Claudia Gille.

Autorin Dipl.-Ing. · Dipl.-Journ. Martina Bräsel Freie Journalistin Hohlgraben 27 · 71701 Schwieberdingen Tel. 0 71 50/9 21 87 72 Mobil: 01 63/232 68 31 E-Mail: braesel@mb-saj.de www.mb-saj.de

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Abfallvergärungsanlage in Nashik im indischen Bundesstaates Maharashtra.

INDIEN

Nashik wird Abfall-zu-Energie-Modell

Neu-Delhi

Ende November 2017 wurde in Nashik im nördlichen Teil des indischen Bundesstaates Maharashtra eine Abfallverwertungsanlage errichtet, die aus Abwasser und organischen Abfällen Biogas erzeugt. Die Anlage stellt eine technische Lösung dar, die in dicht besiedelten, urbanen Gegenden replizierbar und finanzierbar ist. Von M.Sc./ME Dirk Walther

ntsprechend den Klimazielen der indischen Regierung werden die Treibhausgasemissionen (THG) in der indischen Stadt Nashik sowohl dank der Behandlung von organischen Abfällen und der Vermeidung unkontrollierter Methanemissionen als auch durch die Erzeugung Erneuerbarer Energien reduziert. Die Rückgewinnung von Nährstoffen durch mögliche Nebenprodukte wie etwa Kompost könnte die Substitution von Mineraldünger ermöglichen und bietet weitere Vorteile in Bezug auf die Schließung von Nährstoffkreisläufen. Angesichts der aktuellen wirtschaftlichen Entwicklung und des rasanten Zuwachses der urbanen Bevölkerung steigen die Menge an Feststoffabfall, der Abwasseranfall und der Energieverbrauch pro Kopf in dicht besiedelten Gegenden Indiens. Wie viele andere indische

Städte hat auch die Stadt Nashik ein Problem mit dem Abfallmanagement. Das Land gab 2016 mit den Solid Waste Management Rules (SWM) neue Bestimmungen heraus, die unter anderem auf eine Abfalltrennung an der Quelle, die Kompostierung und Biomethangaserzeugung abzielen. Daher ist rasch ein integrierter Ansatz erforderlich, um einen besseren Umgang mit Feststoffabfall und Abwasser im Hinblick auf eine Verbesserung der Lebensqualität und der öffentlichen Gesundheit sowie auf die Vermeidung von Wasser- und Bodenverunreinigungen zu bewirken. Zudem tragen der Schutz natürlicher Ressourcen sowie die Erzeugung Erneuerbarer Energie zur Verringerung von Treibhausgasemissionen bei. Der Abfallsektor hat große Auswirkungen auf den Klimawandel, denn etwa mit Methan oder Stickstoffoxiden

FOTO: GIZ

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werden erhebliche Mengen an Kohlenstoff und andere Treibhausgase mit einem noch größeren Potenzial für die globale Erderwärmung als CO2 abgegeben. In der Anlage werden biologisch abbaubare Abfälle von Restaurants und Abwasser von öffentlichen Toiletten, die in der Großstadt anfallen, behandelt. In einem ersten Schritt werden organische Abfälle und Abwasser separat behandelt. Die organischen Abfälle werden von anorganischen Stoffen befreit, an einen Zerkleinerer weitergeleitet und dann mit Abwasser gemischt, sodass Schlamm entsteht. Dieser wird dann kontinuierlich belebt und an den Faulbehälter geschickt. Die Möglichkeit der Pasteurisierung des Abwassers durch überschüssige Wärme bleibt erhalten, um überschüssige Gärrückstände für die Produktion von Biodünger weiterzuverwenden.

Anlagentechnik von deutschen Firmen entwickelt Durch die Kombination von festen und flüssigen Abfallströmen erzeugt ein hocheffizienter Biofaulbehälter eine Gasmenge, die über jener der im Land verwendeten herkömmlichen Biomethanisierungsprozesse liegt. Das in Nashik eingesetzte System basiert auf dem Prinzip von HAMBURG WATER Cycle®, das von Hamburg Wasser, den Hamburger Wasser- und Abwasserbetrieben, entwickelt wurde. In Kooperation mit Paradigm, einem nationalen Beratungsunternehmen in Bangalore, und dem BIRLA Institute of Technology and Science in Goa wurde das System an die lokalen Anforderungen angepasst. Mit einer Gesamtkapazität von bis zu 35 Tonnen organischem Input pro Tag wird es zwischen 10 und 15 Tonnen organische Abfälle und 10 bis 20 Tonnen Schwarzwasser pro Tag verbrauchen. Das anaerobe System kann bei Volllast bis zu 2.500 Kubikmeter Biogas täglich liefern, womit voraussichtlich mindestens 3.300 Kilowattstunden täglich erzeugt werden sollen. Die angeschlossene Kraft-Wärme-Kopplungsanlage erzeugt nicht nur Strom, der in das Stromnetz von Maharashtra eingespeist wird. Gleichzeitig wird überschüssige Wärme verwendet, um das zufließende Abwasser vorzuwärmen und vorzubehandeln und eine optimale Temperatur im Faulbehälter beizubehalten. So wird der biologische Prozess der Gärung des Abfallgemisches beschleunigt. Nach dem Durchlaufen des H2S-Reinigers enthält das derzeit erzeugte Biogas rund 60 Prozent Methan. Dieser Wert kann über eine detaillierte Überwachung des biologischen Prozesses in Verbindung mit operativen Optimierungsmaßnahmen noch weiter verbessert werden. Operative Verbesserungen meinen einen dynamischen Prozess bei der Arbeit mit Mikroorganismen und biologischer Aktivität. Der hygienisch sichere und nährstoffreiche Abfluss, der aus diesem Prozess resultiert, wird teilweise im Gärungsprozess wiederverwertet. Der restliche Teil wird als Befeuchtungsmittel im

Kompostiervorgang in der bestehenden Kompostieranlage verwendet, wodurch sich der Recycling- und Abfallverwertungskreislauf schließt. Die Untersuchung weiterer Behandlungsmöglichkeiten der Gärrückstände des Reaktors ergab, dass biologische Rückstände zur Schaffung von Terra Preta-Böden oder phosphatreichem Biodünger für die Landwirtschaft verwendet werden können. Obwohl die Biomethanisierung in Indien durchaus etabliert ist, scheiterten viele solcher Anlagen entweder aus Mangel an geeigneten Input-Materialien oder aufgrund von nicht tragfähigen Geschäftsmodellen. Der Bau der Anlage wurde durch das „Abfall zu Energie“Projekt unterstützt, das von der Internationalen Klimaschutzinitiative (IKI) des deutschen Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUB) zusammen mit dem Ministerium für Umwelt, Forstwirtschaft und Klimawandel (MoEF&CC) als indischem Kooperationspartner finanziert wurde.

Zur Nachahmung empfohlen Das gemeinsame Projekt der Stadtverwaltung und der Deutschen Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH zeigt ein tragfähiges Geschäftsmodell für die Implementierung von Abfall zu Energie-Projekten durch eine Public Private Partnership (PPP). Es eignet sich als Modell für die Entwicklung und Replizierung einer nachhaltigen Abfall-zu-Energie-Technologie und hat das Potenzial, die Investitionskosten für den öffentlichen Sektor zu verringern und operative Sicherheit zu erzielen. Es war ein steiniger Weg bis zum Bau und zur Inbetriebnahme der Anlage. Zu Beginn des Projekts wurden im Rahmen einer vorläufigen Machbarkeitsstudie mögliche Standorte für den Bau der Anlage untersucht. Nashik wurde aus mehreren Gründen, darunter wegen der Menge von Abfallaufkommen und der verfügbaren Einspeisetarife, als am besten geeignete Stadt ausgewählt. Es folgten Machbarkeitsstudien und unterstützende Studien, Basisanalysen sowie ein detaillierter Projektbericht. Zuletzt wurde ein PPP-Konzept für den Bau der Anlage entwickelt, demzufolge die Stadtverwaltung von Nashik, die Nashik Municipal Corporation (NMC), die Verantwortung für den Bau trägt. Die NMC stellte über einen Zuschuss der deutschen Regierung einen Kapitaleinsatz in Höhe von INR 68 Millionen bereit. Die zusätzlichen Kapitalinvestitionskosten in Höhe von INR 12 Millionen kamen vom ausgewählten Auftragnehmer. Ebenfalls sehr wichtig für den Bau der Anlage war die Tatsache, dass die NMC die besten Bedingungen für die Implementierung bot. Daher wurden die Verfügbarkeit von Input-Materialströmen (organische Abfälle und Abwasser) und deren Nutzung sowie die bestehende Infrastruktur angeboten. Die NMC ist bereit, Vorkehrungen für die Nutzung der erzeugten Energie zu treffen, indem diese in das staatliche Stromnetz eingespeist wird.

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Privater Projektpartner muss die Anlage managen Das Projekt wird im DBFOT-Modus (Design, Finanzierung, Bauweise, Betrieb und Transfer) implementiert. Der über eine Ausschreibung ausgewählte private Partner ist über einen Zeitraum von zehn Jahren für Design, Betrieb und Wartung der Anlage verantwortlich und gewährleistet die Sammlung und den Transport ausreichender Abfälle zur Anlage. Die von der NMC für Betrieb und Wartung, Sammlung und Transport erforderliche monatliche Investition beläuft sich auf INR 500.000. Im Gegenzug garantiert der Anlagebetreiber die Bereitstellung der erzeugten Elektrizität für das Stromnetz von Maharashtra, das der NMC kostenlos zur Verfügung steht. Der Projektkreislauf schließt sich, indem sich daraus Vorteile für das städtische Abfallmanagement, die Erzeugung Erneuerbarer Energie und zusätzlich die Verringerung des ökologischen Fußabdrucks und eine Steigerung der Ressourceneffizienz ergeben, was für Indien als aufstrebende Wirtschaftsmacht in Bezug auf die Minderung der Umweltbelastung besonders wichtig ist.

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Dieses erfolgreiche Pilotprojekt ermutigt die Regierung und die zugehörigen Stakeholder. Entscheidungsträger aus mehreren Staaten und Städten haben ihr Interesse am Projektkonzept bekundet und befinden sich bereits in der Planungsphase für eine Replizierung der Anlage zum Beispiel in Goa. Die nachhaltige Abfall-zu-Energie-Technologie ist bereit für die Implementierung, um nun ganzheitliche und integrierte Abfallmanagementkonzepte in ganz Indien zu unterstützen.

Autor M.Sc./ME Dirk Walther Projektleiter Support to the National Urban Sanitation Policy (SNUSP) Phase II Soil Protection and Rehabilitation Project (ProSoil), SEWOH and Waste to Energy (WtE) Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 2nd Floor · B-5/2 · Safdarjung Enclave New Delhi-110029 · India

Im April 2018 hat eine langfristige Kooperation zwischen dem Fachverband Biogas e.V. und der Deutsche Gesellschaft für internationale Zusammenarbeit (GIZ) in Serbien begonnen und wird im Rahmen des Programms „Förderung eines nachhaltigen Bioenergiemarktes in Serbien“ durchgeführt. Das Programm ist ein gemeinsames Vorhaben der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) und der GIZ und Teil der Deutschen Klima-Technologieinitiative (DKTI). Durch die technische Zusammenarbeit sollen die Kapazitäten und Rahmenbedingungen für eine nachhaltige Bioenergienutzung verbessert werden. Während der ersten Phase des Projekts (2013 bis 2017) war der Fachverband Biogas e.V. mit mehreren zweitägigen Schulungen für landwirtschaftliche Berater des Landwirtschaftsministeriums zum Thema Biogas beteiligt. Weiterhin wurde die Sicherheitsbroschüre des Fachverbandes 2017 ins Serbische übersetzt. Ziel der Kooperation in der zweiten Phase des Projekts (2018 bis 2020) ist unter anderem die Unterstützung bei der Entwicklung von geeigneten rechtlichen Rahmenbedingungen für Biogas. Außerdem soll der serbische Biogasverband bei der Erlangung von Kompetenzen unterstützt werden. Als ersten Schritt der zweiten Projektphase nahmen Dr. Stefan Rauh und Alexey Mozgovoy für den Fachverband am 18. April an der Veranstaltung „Ent-

FOTO: FACHVERBAND BIOGAS E.V.

Serbien: Fachverband und GIZ unterstützen bei der Biogasnutzung

Diskussionsrunde: Dr. Stefan Rauh (zweiter von links), Geschäftsführer Fachverband Biogas e.V., im Gespräch mit dem Präsidenten des serbischen Biogasverbandes Danko Vuković (zweiter von rechts) und Slobodan Cvetkovic vom Umweltministerium (rechts). wicklung des Biogasmarktes in Serbien – Einfluss von Anreizen auf die Nachhaltigkeit“ teil, die vom serbischen Biogasverband, dem serbischen Energieministerium und der GIZ in Belgrad organisiert wurde. In diesem Rahmen zeichnete das serbische Wirtschaftsministerium eine klar positive Perspektive für Biogas. Die Ministeriumsvertreter sind ebenfalls zuversichtlich, die gesteckten Ziele von 30 MW installierter elektrischer Leistung zügig zu erreichen. Der serbische Biogasverband sieht noch deutlich größere Potenziale und hält stabile Rahmenbedingungen für notwendig, um diese zu heben.

Aktuell wird in Serbien die Zukunft der Biogasbranche intensiv diskutiert, da eine Novelle der Einspeisetarife ansteht. Ein interessanter Aspekt ist hier die Frage, wie mit den Bestandsanlagen verfahren werden soll, die eine garantierte Vergütung für 12 Jahre bekommen haben. Im Rahmen der Kooperation von Fachverband Biogas und GIZ werden unter anderem hierzu weitere Aktivitäten im Sommer durchgeführt. Für weitere Informationen wenden Sie sich bitte im Fachverband Biogas e.V. an Giannina Bontempo (Projektmanagerin, Referat International) oder Frank Hofmann (Fachreferent International, Referat International).