Biogas Journal 2_2019 by Fachverband Biogas e.V.

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Fachverband Biogas e.V.

| ZKZ 50073

| 22. Jahrgang

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GAS Journal

Das Fachmagazin der Biogas-Branche

Biomassepreisvergleich: Dürre 2018 mit Folgen

S. 40

Strohaufschluss: „Light Cooking“ überrascht S. 56

AnlAgen sicherheit

Argentinien: Reisebericht

S. 74

INHALT

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! TITELTHEMA EDITORIAL 3 Deckel weg, Bremsen lösen, Gas geben! Von Horst Seide, Präsident, des Fachverbandes Biogas e.V.

AKTUELLES 6 Meldungen 8 Bücher & Termine 10 Biogas-Kids 12 Biomethan: Der Kraftstoffmarkt bietet Perspektiven Von Thomas Gaul 14 „Klimaschutz ist eine Chance, Wohlstand und Wachstum zu sichern“ Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

POLITIK 18 Noch 20 Jahre Kohlestrom Von Bernward Janzing

22 Sicherheit ernst nehmen! Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 28 Erste Bewertung der „Technischen Regel Anlagensicherheit – TRAS 120“ Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 32 Rechtliche Anforderungen an die sichere Instandhaltung Von Dipl.-Wirt.-Ing. (FH) Marion Wiesheu 36 Interview Auf die Fachbetriebspflicht achten! Interviewerin: Dipl.-Ing. agr. Steffi Kleeberg

PRAXIS 40 2018er Dürre wirkt preistreibend Von Dr. Stefan Rauh 44 Phosphorrecycling aus Abwasser Von Dierk Jensen 47 Mischpreisverfahren – und jetzt? 50 Neue Herausforderungen beim Nährstoffmanagement Von Thomas Gaul 54 Die Energielandwerker – starker Partner der Anlagenbetreiber Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

TITELFOTO: CHRISTA MAIER I FOTOS: ANDREAS DITTMER, CARMEN RUDOLPH, DR. REINHOLD SIEDE

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INHALT

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WISSENSCHAFT 56 Die thermische Vorbehandlung (Desintegration) von Stroh – Einweichen oder „kochen“? Von Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto und M. Eng. (FH) René Casaretto 62 Saubere Kraftstoffe aus schmutzigem Wasser Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 66 Biene und Biogas Aufwertung von Biogasfruchtfolgen mit Sorghum-Dualtypen Von Dr. Reinhold Siede, Björn Staub und Dr. Steffen Windpassinger 70 Neues Gerät zur Online-Überwachung des FOS/TAC-Wertes ermöglicht repräsentative Probenentnahme Von M. Sc. Camilo Wilches, B. Eng. Maik Vaske, Prof. Dr. Kilian Hartmann und Prof. Dr. Michael Nelles

INTERNATIONAL Argentinien 74 Argentinien will 20 Prozent Erneuerbare bis 2025 Von Giannina Bontempo

VERBAND

RECHT 92 Umsatzsteuer aktuell im Biogasbereich Von Annette Sieckmann 96 Güllekleinanlagen – Neuregelungen ab Dezember 2019! Von René Walter und Dr. Andrea Bauer 102 Impressum

Aus der Geschäftsstelle 76 2019 mit hoher Taktung Von Dr. Stefan Rauh und Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 80 Aus den Regionalgruppen 84 Aus den Regionalbüros 86 Erderhitzung stoppen, jedes Jahr zählt! Von Dr. Simone Peter, BEE 88 Wo die Gülle die Hauptrolle spielt Von Bernward Janzing 90 Triesdorfer Biogastag Biogasanlagen – Spielball des EEG? Von Annette Schmid

Beilagenhinweis: Das Biogas Journal enthält Beilagen der Firmen agrikomp, HR-Energiemanagement und der Messe Offenburg.

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Erste Bewertung der „Technischen Regel Anlagensicherheit – TRAS 120“ Gurtverstärktes Tragluftdach.

In über 35 Sitzungen hat die Kommission für Anlagensicherheit und der dazugehörige Arbeitskreis Biogas an einer Technischen Regel für Anlagensicherheit – TRAS 120 – zu sicherheitstechnischen Anforderungen an Biogasanlagen gearbeitet. Am 21. Januar 2019 wurde die TRAS 120 im Bundesanzeiger veröffentlicht und somit offiziell als Erkenntnisquelle zur Definition des Standes der Technik/Sicherheitstechnik veröffentlicht. Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk

ereits Anfang 2015 hatte das Bundesumweltministerium (BMU) der Kommission für Anlagensicherheit (KAS) den Auftrag gegeben, eine Technische Regel für Anlagensicherheit zu Biogasanlagen (TRAS 120) zu entwickeln. Hintergrund waren Defizite in den Sicherheitsregeln für Biogasanlagen (TI 4) der Landwirtschaftlichen Berufsgenossenschaften (SVLFG) sowie die besondere Auffälligkeit von Biogasanlagen bei den Auswertungen der Erfahrungsberichte der Sachverständigen gemäß Paragraf (§) 29a des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG). Zusammen mit dem aktuellen Unfall- und Schadensgeschehen auf Biogasanlagen ergaben sich akute Handlungsfelder für die KAS. Zur Bearbeitung der TRAS 120 wurde aus Mitgliedern der KAS und relevanten Interessensgruppen ein Arbeitskreis Biogas gegründet. Neben dem Fachverband Biogas war nur noch ein weiterer ausgewiesener Biogas-Experte und Vertreter der Biogasbranche in dem Gremium vertreten. Der andere Teil des Arbeitskreises war geprägt durch drei Vertreter der Um-

weltverbände, drei Vertreter von Landesbehörden, den Berufsgenossenschaften und dem Umweltbundesamt. Diese aus unserer Sicht nicht den komplexen Fachdiskussionen angemessene Zusammensetzung und das komplizierte Verfahren, um externen Fachverstand einzubinden, waren regelmäßig Gegenstand unserer Kritik an der TRAS 120 und die Ursache für fragwürdige Mehrheitsentscheidungen bei heiklen Diskussionen. Grundsätzlich bemängelt wurde immer wieder die Vermischung des Standes der Sicherheitstechnik – relevant für Betriebsbereiche im Sinne der Störfallverordnung – und des Standes der Technik, der für alle genehmigungsbedürftigen Biogasanlagen von Relevanz ist. Aufgrund der besonderen Regelungstiefe und sehr detaillierten Beschreibung von Anforderungen wird insbesondere die Interpretation der TRAS 120 für Bestandsanlagen erhebliche Vollzugsprobleme mit sich bringen. Trotz massiver Kritik und zahlreicher Stellungnahmen des Fachverbandes Biogas wurde die TRAS 120 im Juni 2018 mit einer Gegenstimme in der KAS angenommen und nach einer Länderanhörung

FOTO: BAUR FOLIEN

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mit einigen notwendigen Änderungen im November 2018 final dem BMU zur Veröffentlichung übergeben.

Fazit aus der Erarbeitung der TRAS 120 Am Ende der Diskussionen lässt sich resümieren, dass unsere intensive Mitwirkung nicht erfolglos war und wichtige Änderungen in den zunächst zur Diskussion stehenden Texten erfolgt sind. Bei allen erzielten Kompromissen kann der finale Stand der TRAS 120 aber nicht zufriedenstellen und bedarf weiterer praxistauglicher Änderungen. Da die TRAS 120 „nur“ eine Erkenntnisquelle zum Stand der Technik beziehungsweise Stand der Sicherheitstechnik ist, obliegt es den zuständigen Vollzugsbehörden in den Ländern, die Umsetzung (zum Beispiel über Erlass, nachträgliche Anordnung oder bei Genehmigungen) durchzuführen. Eine einheitliche Anwendung in den Ländern ist bereits jetzt nicht absehbar. Eine besondere Rolle in diesem Zusammenhang werden auch die Sachverständigen nach §29a BImSchG und gegebenenfalls die zur Prüfung befähigten Personen einnehmen, da diese häufig als Gutachter der Vollzugsbehörden die Umsetzung des Standes der Technik beurteilen müssen. Somit empfehlen wir als Fachverband Biogas abzuwarten, ob und wie die TRAS 120 in der Praxis durch die Behörden umgesetzt wird. Wenngleich sich jeder Anlagenbetreiber im Einzelfall Gedanken machen

muss, ob nicht eine geplante Erweiterung beziehungsweise Änderung der Anlage auch gleich unter Berücksichtigung der TRAS 120 Sinn macht, um gegebenenfalls teurere Nachinvestitionen zu vermeiden.

Inhalt der TRAS 120 Die 43 Seiten umfassende, im Bundesanzeiger veröffentlichte TRAS 120 beschreibt nach einer Begriffsdefinition und Erläuterung von Gefahrenquellen auf Biogasanlagen im Kapitel 2 „grundsätzliche Anforderungen“ (zum Beispiel Brandschutz, Betriebsorganisation, Dokumentation, Fachkunde etc.) und im Kapitel 3 „besondere Anforderungen an Anlagenteile“ (Gärbehälter, Gasspeicher, Maschinenräume, Aktivkohlefilter etc.). Insbesondere die explizite und ausführliche Beschreibung von Gefahrenquellen auf Biogasanlagen hat rein informativen Charakter und wäre in dem Regelwerk entbehrlich gewesen. Änderungsbedarf besteht aus unserer Sicht noch bei der Einstufung der Toxizität von Biogas aufgrund seiner potenziellen Schwefelwasserstoffgehalte. Hier muss nochmal eine Anpassung gemäß TRGS 529 stattfinden.

Allgemeine Anforderungen Das Kapitel 2 zu den allgemeinen Anforderungen ist geprägt durch die Themen Brand- und Explosionsschutz, Schutzabstände, Betriebsorganisation und Dokumentation sowie zur Annahme von besonderen Einsatzstoffen. Als Reaktion auf

fehlende Standsicherheitsnachweise in der Praxis hat der Betreiber zukünftig für alle tragenden sicherheitsrelevanten Anlagenteile entsprechende Nachweise zu führen. Bezüglich des Themas Brandschutz gibt die TRAS 120 umfangreiche Anforderungen an die Erstellung des Feuerwehrplans und des Brandschutzkonzeptes, an die brandschutztechnische Entkopplung von relevanten Anlagenteilen (Gärbehälter, BHKW- und Elektroräumen, Gärprodukttrocknern, Gasfackeln etc.), Brandalarmierung an den Betreiber und an den abwehrenden Brandschutz (Löschwassermenge, Wasserentnahmestelle etc.). Die Anforderungen beim Explosionsschutz überschneiden sich größtenteils mit der bereits bekannten TRGS 529 und der DGUV Regel 113-001 (EX-RL). Umfangreich neu geregelt ist in der TRAS 120 das Thema der Schutzabstände innerhalb der Biogasanlage und deren Anlagenkomponenten und zu externen Objekten (Anlagen, Bauwerke etc.). Im Anhang VII sind in Form einer Tabelle konkrete Abstände beschrieben, die in jedem Fall erhebliche Auswirkungen auf die Planung und den Platzbedarf neuer Biogasanlagen beziehungsweise von Anlagenerweiterungen (zum Beispiel 6 beziehungsweise 10 Meter Schutzabstand zwischen Gärbehältern) haben können.

Dokumentationsumfang wird zunehmen Die Schutzabstände zu Hochspannungsfreileitungen und Windkraftanlagen kön-

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FOTO: MANUEL MACIEJCZYK

geben sich maßgebliche Änderungen in Bezug auf die Schulungsverpflichtung von allen an der Biogasanlage beschäftigten Mitarbeitern. Neu ist in der TRAS 120 auch die Fachkundeanforderung für technisch verantwortliche Personen im Bereich der Errichtung und Instandhaltung sowie die Empfehlung der Fachkunde bei der Anlagenplanung. Der Schulungsverbund Biogas bereitet aktuell die geänderten Schulungskonzepte vor und wird diese zeitnah zur Verfügung stellen. Konkretisiert wurde auch die Dichtheitsprüfung der Biogasanlagen alle drei Jahre und einer dazwischen stattfindenden wiederkehrenden Gaskamerabegehung. Ob sich die in der TRAS 120 geforderte Prüfung durch einen Sachverständigen gemäß §29a BImSchG in allen Bundesländern durchsetzt, bleibt abzuwarten. Bei der Prüfung von Holzunterkonstruktionen bei Gasspeichern konnte seitens des Fachverbandes ein anlassbezogener beziehungsweise 6-jährlich wiederkehrender Belastungstest als Kompromiss erreicht werden. Wie bereits aus der TRGS 529 bekannt, gibt auch die TRAS 120 weitere Anforderungen (Schnelltest zu Annahme, Dokumentation, technische Anforderungen bei der Annahme/Lagerung, Abluftabsaugung etc.) beim Umgang mit besonderen Einsatzstoffen (zum Beispiel Bioabfälle, tierische Nebenprodukte mit Ausnahme von Gülle und Mist) vor. Beim Blitzschutz wird explizit die Anforderung definiert, dass ein äußerer Blitzschutz bei Biogasanlagen im Regelungsbereich der Störfallverordnung notwendig ist, wenn nicht nachgewiesen werden kann, dass

Ende Januar wurde die TRAS 120 im Bundesanzeiger veröffentlicht.

nen zukünftig zu erheblichen Diskussionen beim Bauplanungsrecht führen. Als Reaktion auf immer wieder feststellbare Mängel bei der Betriebsorganisation, -dokumentation und Einhaltung von relevanten Prüffristen werden zukünftig noch umfangreichere Dokumentationsanforderungen auf die Betreiber zukommen. So ist neben einem Überwachungskonzept zur Eigenüberwachung ein Prüf- und Instandhaltungsplan, ein Notfall- und Alarmplan und ein Notstromkonzept zu erarbeiten beziehungsweise fortzuschreiben. Besonderen bürokratischen Aufwand wird auch die Anforderung bringen, dass die Freisetzung wesentlicher Mengen von gefährlichen Stoffen (Biogas, Gärreste etc.) durch den Betreiber der zuständigen Behörde mitzuteilen ist. Bei der Fachkunde der Betreiber er-

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eine ernste Gefahr ausgeschlossen ist. Die Interpretation dieser Anforderung in der Praxis wird sicherlich zu einigen Diskussionen führen.

Besondere Anforderungen an Anlagenteile Das Kapitel 3 der TRAS 120 beschreibt sehr detailliert Anforderungen an spezifische Anlagenteile, wie zum Beispiel die Substratvorbehandlung, Gärbehälter, Gasspeichersysteme, Maschinenräume, Aktivkohlefilter, Gasfackeln, Gärprodukttrockner, PLT (Prozessleittechnik/Anlagensteuerung) und Elektrotechnik. Als wesentliche Anforderung bei den Gärbehältern soll zukünftig eine Erfassung der Gasspeicher- und Substratfüllstände sowie eine alarmüberwachte Über- und Unterdrucksicherung verbaut werden. Ein Schwerpunktthema der TRAS 120 ist die technische Ausführung von Gasspeichersystemen. Erfreulicherweise wird hier auf die vom Fachverband Biogas maßgeblich erstellten DWA-Merkblätter M-375 und M-377 verwiesen. Darüber hinaus definiert die TRAS 120 detaillierte Anforderungen an die Standsicherheit, Ableitfähigkeit, schwere Entflammbarkeit und die farbliche Ausgestaltung der Gasspeichersysteme. Bestehende Membransysteme sind zum Ende der vom Hersteller angegebenen Standzeit auszutauschen. Sofern keine Herstellerangabe vorliegt und eine sicherheitstechnische Prüfung der Membran kein positives Ergebnis bringt, sind diese Membranen nach spätestens sechs Jahren auszutauschen. Sicherlich eine der kostenträchtigsten Anforderungen in der TRAS 120 stellt die zukünftige Forderung einer zweischaligen Gasmembran und der kontinuierlichen Zwischenraumüberwachung dar. Trotz umfangreicher Diskussionen konnte diese aus Sicht der Biogasbranche unverhältnismäßige Verschärfung der technischen Anforderungen nicht verhindert werden.

Klemmschlauchverbot wurde verhindert Je nachdem wie die zuständige Vollzugsbehörde die TRAS 120 zur Umsetzung bringt, kann diese Anforderung zum Ende der einschaligen Gasspeichersysteme bei den relevanten Anlagen führen. Erfolgreich verhindert werden konnte das drohende gänzliche Verbot der Klemmschlauchanbringung der Gasspeichersysteme am Gärbehälter. Zukünftig sollen Klemmschlauchsysteme diverse zusätzliche Anforderungen (Überwachung Innendruck des Klemmschlauches, Rückschlagventil etc.) erfüllen und mit einer zusätzlichen mechanischen Einrichtung (zum Beispiel Gurte, Seile etc.) gegen spontanes Versagen ausgerüstet sein. Weitere spezifische Anforderungen sind bei der Überwachung von Maschinenräumen (BHKW-Räume), von Aktivkohlefiltern (inkl. Bereithaltung von Inertgas) und Gärprodukttrocknern (Brand- und Explosionsschutz) definiert. Bei Prozessleittechnik (PLT) wird auf die SILKlassifizierung verwiesen und bei der Elektrotechnik die notwendige Fachkunde beziehungsweise Überwachung von Elektroräumen gefordert. Abschließend lässt sich feststellen, dass auf die Betreiber und Hersteller neue umfangreiche Herausforderungen zukommen können, je nachdem wie die zuständigen Landesvollzugsbehörden die TRAS 120 als Erkenntnisquelle anwenden.

Autor Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk Geschäftsführer Fachverband Biogas e.V. Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising 0 81 61/98 46 60 info@biogas.org

Die Biogas Prüf GmbH Nord hat sich auf alle Themen rund um die Prüfungen auf Biogasanlagen, Biogasaufbereitungsanlagen sowie Biogaseinspeiseanlagen spezialisiert. Dies beinhaltet sicherheitstechnische und wasserrechtliche Prüfungen sowie die Durchführungen von Betreiberschulungen.

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Mischpreisverfahren – und jetzt? Mitte Oktober wurde das Mischpreisverfahren (MPV) eingeführt, um sehr hohe Arbeitspreise in der Regelenergie, wie sie im Oktober 2017 aufgetreten sind, zu verhindern. Im MPV soll ein verstärkter Wettbewerbsdruck die Arbeitspreise senken. Um dies zu ermöglichen, fließt im MPV daher neben dem Leistungspreis nun auch anteilig der Arbeitspreis in den Zuschlagswert mit ein. In der praktischen Umsetzung zeigt sich, dass zwar die Arbeitspreise sinken, aber im gleichen Zuge die Leistungspreise wesentlich stärker steigen. Neben weiteren negativen Auswirkungen auf den Markt bedeutet dies, dass Biogas nur noch in Ausnahmesituationen zum Zuge kommt.

tatements von Kurt Kretschmer, zuständig für Energy Policy beim Strom-Direktvermarkter Energy2market GmbH (e2m), und dem Gesellschafter Bodo Drescher zum eingeführten Mischpreisverfahren: Frage 1: Was bedeutet die Einführung des Mischpreisverfahrens für den Sekundärregelenergiemarkt (SRL) beziehungsweise den Minutenreserve-Regelenergiemarkt? Kretschmer: „Vordergründig hat sich der Preiswettbewerb vom Leistungspreis auf den Arbeitspreis verschoben. Während die Arbeitspreise also nach Einführung des Mischpreisverfahrens stark eingebrochen sind, haben die Leistungspreise extrem angezogen. Aufgrund des höheren Gewichtungsfaktors in der SRL ist diese Ver-

Bundesnetzagentur (BNetzA), trotz entsprechender Warnungen aus dem Markt, aus unserer Sicht jedoch wenig Rücksicht darauf genommen, welche Verwerfungen ein neuer Zuschlagsmechanismus am Regelenergiemarkt für das Gesamtsystem Strommarkt nach sich ziehen könnte. Im Ergebnis hat das Mischpreisverfahren zwar die Arbeitspreise und damit die Höhe des Ausgleichsenergiepreises stark gesenkt, dabei aber folgende deutliche Flurschäden verursacht: f Die Gesamtkosten für Regelenergie sind gestiegen, die Kosten, die durch die Verbraucher über die Netzentgelte getragen werden, sogar deutlich. f Die Ausgleichsenergiepreise sind so stark gesunken, dass sie nicht mehr genug Anreiz zur Bilanzkreistreue bilden.

FOTOS: ENERGY2MARKET GMBH

f Damit wird im Ergebnis auch deutlich mehr Regelenergie abgerufen, um das Energiesystem stabil zu halten.

Kurt Kretschmer schiebung dort deutlich ausgeprägter zu beobachten. Diese Rahmenbedingungen kommen vor allem Anbietern mit konventionellen Erzeugungstechnologien zugute, denn deren Grenzarbeitskosten sind weit niedriger als beispielsweise die von Erneuerbaren oder industriellen Letztverbrauchern. Aufgrund der übereilten Einführung des Mischpreisverfahrens hat die

f Die häufigen Regelenergieabrufe mit oft über 80 Prozent der bereitstehenden Regelleistung führen tendenziell dazu, dass das System unsicherer wird, da nicht mehr genug Regelenergie für Extremereignisse in Reserve steht. f Die Häufigkeit von Abrufen in Verbindung mit dem niedrigen Arbeitspreis führt dazu, dass vor allem dezentrale Technologiesegmente dem Regelenergiemarkt zukünftig den Rücken kehren und sich damit das Angebotspotenzial verknappt und auf Technologien eingrenzt, die im Rahmen der Energiewende und aufgrund klimapolitischer Vorgaben eigentlich rückgebaut werden sollen. In der Gesamtschau sind die Nachteile für den Strommarkt, die Systemstabilität und

Bodo Drescher

die Belastung des Endverbrauchers deutlich gestiegen, und die Vorteile für Bilanzkreisverantwortliche können dies in keiner Weise rechtfertigen. Zumal deren Entlastung auch noch zu Fehlanreizen führt, die die regulatorisch gewollte Pflicht zur Bilanzkreistreue unterwandern.“ Frage 2: Welche Folgen hat das Mischpreisverfahren für Betreiber von Biogasanlagen? Drescher: „Die wirtschaftliche Attraktivität des Regelenergiemarktes hat sich für die Mehrheit der Biogasanlagen-Betreiber durch die neuen Rahmenbedingungen deutlich verschlechtert. Aus unserer Sicht liegt dies jedoch nicht ausschließlich an deren im Vergleich zu konventionellen Anbietern hohen Grenzarbeitspreiskosten, sondern auch an den häufigen Regelenergieabrufen von einem Großteil der vorgehaltenen Regelleistung. In Kombination wird es dadurch schwerer, attraktive Leistungspreise in Verbindung mit angemessener Abrufhäufigkeit zu erzielen. Das heißt, solange der Impuls durch Regelenergiearbeit auf die Ausgleichsenergiepreise weiterhin so schwach bleibt, fehlt es Biogasanlagen-Betreibern an den

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wirtschaftlichen Anreizen, ihre Flexibilität dem Übertragungsnetzbetreiber am Regelenergiemarkt anzubieten. Energy2market wirkt allerdings nachdrücklich, gerade auch im politischen Raum, auf die immer stärker zutage tretenden Marktverwerfungen hin und geht davon aus, dass mit steigendem Erkenntnisgewinn über die Auswirkungen des Mischpreisverfahrens bei den Entscheidern auch ein Anpassungsbedarf erkannt wird.“ Frage 3: Ist die von der Bundesnetzagentur beschlossene vorübergehende Änderung des Zuschlagmechanismus für Sekundärregelung und Minutenreserve geeignet, um einen funktionsfähigen Wettbewerb zu gewährleisten? Kretschmer: „Nein, im Gegenteil. In der Vergangenheit konnte beobachtet werden, dass die Kostenreduzierung für Regelenergie im Wesentlichen auf die Erhöhung der Anzahl der Anbieter zurückzuführen war. Diese neuen Anbieter waren mehrheitlich Aggregatoren wie die Energy2market, mit deren Hilfe dezentrale Anlagen ihre Flexibilität am Regelenergiemarkt anbieten

konnten. Der faktische Ausschluss von dezentralen Erzeugern und Verbrauchern aufgrund ihrer höheren Grenzarbeitspreise führt dazu, dass sich der Wettbewerb auf nur noch wenige große Anbieter von konventionellen Erzeugungsanlagen beschränken wird. Der mangelnde Wettbewerb zeigt sich bereits in den gestiegenen Gesamtkosten für Regelenergie.“ Frage 4: Wie müsste das jetzige System weiterentwickelt werden? Kretschmer: „Die entscheidende Stellschraube ist dabei der dem Mischpreisverfahren zugrundeliegende Gewichtungsfaktor, der die beschriebenen Marktverzerrungen auslöst. Aus unserer Sicht können bereits geringe Anpassungen innerhalb des Mischpreisverfahrens dessen negative Auswirkungen für dezentrale Flexibilitätsanbieter und den Strommarkt als Ganzes deutlich abfedern, ohne Bilanzkreisbetreiber dem Risiko einer Wiederholung der Ausgleichsenergiepreise vom 17.10.2017 auszusetzen. Im Grundsatz bietet das Mischpreisverfahren dann auch wieder ausreichend Anreiz für Anbieter

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von dezentraler Flexibilität. Um die negative Wirkung des Gewichtungsfaktors abzufedern, sind aus unserer Sicht mehrere Optionen denkbar. Dazu zählen die Absenkung des Faktors, die Erhöhung der Ausschreibungsmenge oder etwa die Einführung eines individuellen Gewichtungsfaktors, der nach Abrufwahrscheinlichkeiten unterscheidet, wie ihn bereits das Bundeskartellamt im Rahmen des BNetzA-Festlegungsverfahrens vorgeschlagen hat.“

tatement von Alexander Krautz, Team Manager, Innovation & Development, beim Strom-Direktvermarkter Next Kraftwerke GmbH. „Das MPV verzerrt die Marktrealitäten – insbesondere zu Lasten von Biogasanlagen, die niedrige Leistungspreise, aber vergleichsweise hohe Arbeitspreise besitzen. Mit dieser Kostenstruktur haben Biogasanlagen in den vergangenen Jahren die Funktion von Spitzenlastkraftwerken in der Regelenergie übernommen und so einen wesentlichen Beitrag zur Kostensenkung

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Alexander Krautz im Markt geleistet. Biogasanlagen haben vor der Einführung des MPV rund ein Drittel der insgesamt in Deutschland nachgefragten negativen Sekundärregelleistung bereitgestellt und in einem offenen Markt die Systemverantwortung übernommen, die von ihnen verlangt wird. Profiteure sind im Wesentlichen Anbieter mit konventionellen Kraftwerken. Den Preis dafür zahlen die Verbraucher über ihre Netzentgelte. Weitere Nutznießer sind aber auch Bilanzkreisverantwortliche (BKV) mit hohen Abweichungen in ihren Bilanzkreisen, da der Preis für Ausgleichsenergie durch die sehr niedrigen Arbeitspreise sehr

stark gesunken ist. Wenn die Differenz des zu erwartenden Ausgleichsenergiepreises relativ nah am Intraday-Preis liegt, kann es für den BKV mit nicht ganz eindeutigen Prognosen rentabel sein, eher eine Risikoposition einzunehmen. Verzockt sich der BKV, muss er zwar den Ausgleichsenergiepreis zahlen – dank des MPV ist diese Strafzahlung jedoch im Verhältnis zum vorherigen Preismodell nicht mehr so hoch. So wird es für den BKV lukrativer, Risikopositionen einzugehen. Auch wenn alle Händler betonen, dass sie ihre Bilanzkreise weiter mit größter Sorgfalt bewirtschaften, lässt sich dieses Verhalten im Markt aktuell sehr gut beobachten und hat etwa am 14. Dezember 2018 auch zu einem Extremereignis geführt, das unter anderem zu sehr hohen Abrufen von abschaltbaren Lasten geführt hat. In einem Artikel der FAZ werden schlechte Prognosen der fluktuierenden Erneuerbaren Energien als eine der entscheidenden Ursachen ausgemacht. Wir sind jedoch der Meinung, dass dies vielmehr ein treffendes Beispiel für die Wechselwirkungen der Märkte ist und sich an diesem Beispiel zeigt, wie sich

das MPV negativ auf den Anreiz auswirkt, Fehlprognosen handelsseitig auszugleichen. Anstatt dieser Komplexität entsprechend Rechnung zu tragen, wurde am 14. Dezember in verkürzter Weise den Erneuerbaren der schwarze Peter zugeschoben. Diese Darstellung suggeriert, dass unsere Netze nicht noch mehr Erneuerbare vertragen können. Im Zuge der Diskussion über den Kohleausstieg kommt diese Situation der konventionellen Kraftwerksbranche recht gelegen. Auch in den Antworten auf die Kleine Anfrage (19/7276) von MdB Ingrid Nestle (B`90/Grüne) wird deutlich, dass das Bundeswirtschaftsministerium diese neuen Spielregeln absurderweise als fair erachtet und nicht gewillt ist, an einer Wiederherstellung oder der Verbesserung der Marktregeln zu arbeiten und so wieder eine stärkere Partizipation von dezentralen Anlagen im Regelenergiemarkt zu ermöglichen. Es bleibt nur zu hoffen, dass die BNetzA sich mit der Einführung der Regelarbeitsmärkte nicht noch länger unnötig Zeit lässt. Denn diese würden definitiv eine Verbesserung zum aktuellen System darstellen.“

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Die thermische Vorbehandlung (Desintegration) von Stroh – einweichen oder „kochen“? Zur Desintegration von Rohstoffen werden die unterschiedlichsten Maschinen/Verfahren angeboten. Egal, ob mit rotierenden Ketten, Zahnscheiben, Ultraschall usw. auf das Material eingewirkt wird, alle verfolgen das gleiche Ziel: die Vergrößerung der Oberfläche zur Steigerung der Rohstoffausbeute. Leistet die thermische Desintegration Vergleichbares? Von Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto und M. Eng. (FH) René Casaretto

ieser Artikel soll eine weitere Möglichkeit der Verwendung von Stroh darstellen – die Methode des „Light Cooking“. Hierbei soll unter geringem energetischen und technischen Aufwand ein möglichst hoher Gasertrag aus dem Rohstoff erzielt werden. Diese Herangehensweise ist entstanden durch die steigende Technisierung der Vorbehandlungsanlagen und die damit verbundene Komplexität. Der Wartungsaufwand bei dieser Methode ist gering, was insbesondere dort, wo die Biogas-Anlage „nur“ ein weiteres Standbein darstellt neben dem eigentlichen Brot- und-ButterGeschäft – der landwirtschaftlichen Bewirtschaftung von Flächen und/oder der Viehzucht und Nahrungsmittelproduktion –, von Bedeutung ist. Von daher erschien die Methode des „Light Cooking“ als zu präferierende Lösung, da sie viele Vorteile wie einfacher, modularer Aufbau und geringe Komplexität vereint.

Kapitel I Thermische Vorbehandlung bei 99 °C 2017 wurde an der Aalborg Universität eine Masterarbeit von Anwi Josephine Mundi und Markéta Kaderavkova eingereicht, die sich mit der thermischen Vorbehandlung von Stroh beschäftigt. Im Rahmen dieser Arbeit ergaben sich für das mit 99 Grad Celsius (°C) vorbehandelte Weizenstroh und einer anschließenden Vergärung bei 40 °C die folgenden Werte in Tabelle 1. Bezieht man den Mittelwert der Qualitätsmerkmale aus Tabelle 2 auf den Mittelwert des Gasertrages, so errechnen sich (278,35·0,8292·9,9681) = 2.300 Kilowattstunden (kWh) je Tonne Gärmasse Stroh.

Demnach ergibt die thermische Vorbehandlung durchaus Sinn, denn mit einer Tonne so vorbehandeltem Stroh können (ausgehend von den Faustzahlen Biogas, KTBL, 3. Ausgabe 2013) mit 340·0,35·0,95·9,968 = 1.126,88 kWh 2,04 Tonnen Maissilage ersetzt werden. Um aber die 99 °C zu erreichen, werden ebenfalls eine (oft nicht vorhandene) erhebliche Menge an thermischer Energie und Investitionen in eine entsprechende Technik benötigt.

Tabelle 2: Qualitätsmerkmale

oTR

oTR/TR

93,39 %

90,40 %

84,42 %

93,96 %

90,83 %

85,34 %

94,16 %

91,04 %

85,73 %

92,00 %

89,03 %

81,90 %

91,87 %

88,69 %

81,48 %

92,13 %

89,03 %

82,02 %

91,88 %

88,44 %

81,26 %

91,99 %

89,02 %

81,89 %

92,44 %

89,03 %

82,30 %

Mittelwerte

92,65 %

89,50 %

82,92 %

Tabelle 3: Parameter d. Vorbehandlung u. Vergärung

Stroh mit Wasser aufheizen Tabelle 1: Nm3(CH4)·t(oTR)-1, 2 Durchläufe mit je 3 Gärtests

1.1

1.2 260,50

1.3

2.1

276,50 3

282,50 -1

Mittelwert: 278,35 Nm (CH4)·t(oTR)

2.2 279,70

Haltezeit bei 99 °C 2.3

287,10

Abkühlung auf 283,80

20-40mm bis 99 °C 60 Minuten 40 °C

Zugabe zu dem Inokulum

bei 40 °C

Gärtestabbruch bei

29 Tagen

FOTO: FOTOLIA_ RDNZL

Strohlänge

BIOGAS JOURNAL |

Abbildung 1: Stroh inklusive Lignin vs. reine Cellulose

Abbildung 2: Alle 6 Strohproben im Gärtest

325

325 Stroh

300

Cellulose

300

275

250

225

Nm3(CH4)・t(oTR)1

WISSENSCHAFT

2_2019

200 175 150

1.2

1.3

2.1

2.2

2.3

200 175 150

125

100

1.1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

Tage

Laborteil Die in Kapitel II vorgestellten Ergebnisse wurden an der Aalborg University Esbjerg und die in Kapitel III an der Hochschule Flensburg – Dept. of Chemical Technologies – erhoben. Für die Basisparameterbestimmung wurden die Normen DIN 38414-2 / -3 verwendet. Eine Säurekorrektur für die Trockensubstanzbestimmung wurde nicht durchgeführt. Die Gärtests erfolgten in Anlehnung an die VDI 4630-2016. Hierbei wurde für die Ergebnisse aus Dänemark das AMPTS-2 System der Firma Bioprocess Control verwendet mit einer NaOHLösung zur Elimination des Kohlenstoffdioxides, die

Prozesstemperatur wurde auf 40 °C gesetzt. Das Stroh wurde so vorbehandelt, wie die zugeordneten Tabellen jeweils ausweisen. Hierfür wurde der Rohstoff den Gärflaschen zugegeben, rund 100 Gramm Wasser hinzugefügt und im geschlossenen Gefäß bei den in den jeweiligen Tabellen genannten Temperaturen und Zeiten vorbehandelt. Abbildung 2 zeigt die 6 Verläufe aus den Gärtests, deren Werte in Tabelle 1 zu sehen sind. Der Versuch 1.3 weist vom 19. bis zum 26. Tag eine „Schwächephase“ gegenüber 2.2 auf.

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| 2_2019

Kapitel II Vorbehandlungen bei der Ernte und bei 80 °C Die Pellets stammen von der Firma Krone, die uns sowohl eine Probe der Pellets zur Verfügung stellte, die mit dem Premos 5000 erzeugt wurde, als auch eine Probe des unbehandelten Original-Strohs.

FOTOS: MASCHINENFABRIK BERNARD KRONE

Weitere Untersuchungen bezogen sich auf aufgefasertes und geschnittenes (PreChop), geschnittenes (Cut) und gemahlenes (Mühle) Weizenstroh sowie auf Strohpellets und zerbröckelte Strohpellets mit einer Vorbehandlungstemperatur von jeweils 80 °C und einer Haltedauer von 60 Minuten.

Aufgefasert und geschnitten wurde das Stroh von dem Lohnunternehmen mit einem Krone-PreChop.

Geschnitten wurde das Stroh von dem Lohnunternehmen mit dem Krone-Multi-Cut.

FOTO: LANDPIXEL.DE

Gemahlen wurde das Stroh von dem Lohnunternehmen mit einer HaybusterStrohmühle. Hier im Bild ist ein anderes Fabrikat zu sehen. Tabelle 5: Nm3(CH4)·t(oTR)-1

Tabelle 4: Qualitätsmerkmale des Weizenstrohs

oTR

PreChop

95,18 %

96,84 %

92,17 %

Cut

94,17 %

94,53 %

89,02 %

Mühle

94,55 %

95,39 %

90,19 %

zerbröckelte Pellets

93,79 %

93,24 %

87,45 %

Pellets

93,63 %

93,25 %

87,31 %

oTR/TR

PreChop

Cut

Mühle

zerbröckelte Pellets

Pellets

231,35

170,30

180,13

248,31

250,95

BIOGAS JOURNAL |

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2_2019

Tabelle 6: Parameter d. Vorbehandlung u. Vergärung

Strohlänge

20-40mm

Stroh mit Wasser aufheizen

bis 80 °C

Haltezeit bei 80 °C

Qualität setzt sich durch – seit 1887

60 Minuten

Abkühlung auf

40 °C

Zugabe zu dem Inokulum

bei 40 °C

Gärtestabbruch bei

28 Tagen

Tradition und Qualität sind die Grundsätze der Franz Eisele u. Söhne GmbH & Co. KG. Wir sind bekannt als Hersteller verschiedener Pumpen und Rührwerke für die Landwirtschaft, die Industrie sowie für den Biogassektor. Derzeit beschäftigen wir rund 100 Mitarbeiter am Firmenstandort Laiz. Unsere Produkte „Made in Germany“ werden weltweit vertrieben, dabei greifen wir auf die Erfahrungen unserer über 130-jährigen Firmengeschichte zurück.

Abbildung 3: Ernte-/Strohvarianten bei 80 °C

325 300

Um unseren Erfolgskurs konsequent weiter zu verfolgen, suchen wir zum nächstmöglichen Zeitpunkt einen fachlich wie persönlich überzeugenden

275

Nm3(CH4)・t(oTR)1

250 225 200

Vertriebsmitarbeiter (m/w/d)

175

Ihre Aufgaben

• Qualiizierte, technische Beratung von Kunden • Neukundenakquise • Erstellung von Angeboten und Auftragsbestätigungen • Präsentation unserer Produkte auf Messen im In- und Ausland • Produktvorführungen auf den Betrieben

150 125 100 75 50

Ihr Proil

25 0

PreChop

Cut

Mühle Pellets zerbr.

• Abgeschlossene technische Ausbildung, evtl. Studium in der Agrartechnik oder einen vergleichbaren Beruf • Mehrjährige Berufserfahrung im Vertrieb • Kundenorientiertes, unternehmerisches Denken und Handeln • Hohe Sozialkompetenz, Diskretion und Zuverlässigkeit • Sehr gute Kenntnisse in der englischen Sprache, Französisch von Vorteil • Sehr gute MS-Ofice-Kenntnisse • Sehr gute organisatorische Fähigkeiten

Pellets

Wendet man die Qualitätsmerkmale aus Tabelle 4 auf die Nm3(CH4)·t(oTR)-1 an, so errechnet sich pro Tonne Gärmasse Stroh eine Energie von: Tabelle 7: Nm3(CH4)·t(oTR)-1

PreChop

Cut

Mühle

zerbröckelte Pellets

Pellets

2.126

1.511

1.619

2.164

2.184

Unsere Leistungen:

• Einen unbefristeten Arbeitsvertrag • Vielfältiges Aufgabenspektrum mit einem hohen Maß an Eigenverantwortung • Leistungsgerechte Vergütung

Die Energie aus pelletiertem Stroh liegt im Gärtest über den anderen, was nicht verwundert, da beim Pelletieren selbst schon einmal eine thermische Vorbehandlung mit Temperaturen zwischen 70 bis 99 °C bei bis zu 2.000 bar Druck2 erfolgte. Unter Kostengesichtspunkten ist die aufgefaserte (PreChop) Variante mit 2.126 kWh je Tonne Gärmasse Stroh zu bevorzugen.

Ihre Bewerbung: Senden Sie uns bitte Ihre vollständigen Unterlagen mit Angabe zu Ihrer Gehaltsvorstellung und möglichem Einstiegstermin zu. Bewerbungen per E-Mail bitte nur im pdf-Format senden.

Franz Eisele u. Söhne GmbH & Co. KG Personalabteilung Hauptstr. 2 – 4 72488 Sigmaringen bewerbung@eisele.de

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Kapitel III Vorbehandlungen mit verschiedenen Temperaturen Im Rahmen des LSBL II Projektes wurden (und werden noch) weitere Untersuchungen durchgeführt, wobei die Temperaturen und Vorbehandlungszeiten variiert wurden. Das Stroh wurde mit der Quaderballenpresse gepresst und weder vorher zerfasert noch gemahlen. Es wurde auf die Länge von 20-40mm mit dem Multi-Cut gekürzt. Die Ergebnisse sind im ersten Augenblick unerwartet und bedürfen sicher noch weiterer Untersuchungen. Den höchsten Wert ergeben 25°C bei einer Halte-

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zeit von 60 Minuten (bei einer Haltezeit von 30 Minuten, die leider nicht ermittelt wurde, läge der Wert eventuell sogar höher). Eine mögliche Erklärung könnte in dem Erhalt flüchtiger Säuren liegen, die bei höheren Temperaturen und längeren Vorbehandlungszeiten verlorengehen können. Weiterhin spricht für eine kurze Haltedauer, dass in den Varianten 75 °C, 60‘ und 99 °C, 60‘ die Ausbeute geringer wurde als in den Varianten 75 °C, 30‘ und 99 °C, 30‘. Bezieht man die Qualitätsmerkmale aus Tabelle 9 auf den Wert bei 25 °C des Gasertrages gem. Tabelle 8, so errechnen sich (268,94·0,8856·9,968) = 2.374 kWh je Tonne Gärmasse Stroh.

Tabelle 8: Erweiterte Untersuchungen Nm3(CH4)·t(oTR)-1

25 °C, 60‘

50 °C, 30‘

268,94

50 °C, 60‘ 217,58

75 °C, 30‘ 221,21

75 °C, 60‘ 207,94

Abbildung 4: Strohvarianten mit Variationen der Temperatur

99 °C, 30‘ 195,64

99 °C, 60‘ 249,49

197,69

Tabelle 10: Parameter d. Vorbehandlung u. Vergärung

325 300

25 °, 60‘ 50 °, 30‘ 50 °, 60‘ 75 °, 30‘ 75 °, 60‘

99 °, 30‘

99 °, 60‘

275

Nm3(CH4)・t(oTR)1

250

Unbehandeltes Weizenstroh TR

oTR

oTR/TR

94,09 %

94,12 %

88,56 %

Vorbehandlung des Weizenstrohs durch Verdünnung

225

Strohlänge 20-40mm

200

Stroh mit Wasser bis zur gewünschten Temp. aufheizen

175

Haltezeit bei x°C für x Minuten

150

Abkühlung auf Inokulumtemperatur

125

Zugabe zu dem Inokulum

100

Gärtestabbruch bei 30 Tagen

75 50 25 0

Stroh in Vorbehandlungsvarianten

Fazit Gemäß Faustzahlen Biogas, KTBL, 3. Ausgabe 2013 ist für unbehandeltes Weizenstroh mit 86,00 % TR und 90,00 % oTR ein Gasertrag von 210 Nm3(CH4)·t(oTR)-¹ zu erwarten. Dies entspricht (210·0,86·0,90·9,968) = 1.620,20 kWh pro Tonne Gärmasse. Betrachtet man die Ergebnisse unter ökonomischen Gesichtspunkten, dann führt das Streben nach „der letzten kWh“ zu weniger Gewinn als der Verzicht darauf. Beispiel: a) 231,35 Nm3(CH4)·t(oTR)-1 werden erreicht, es sollen z.B. b) 325,00 Nm3(CH4)·t(oTR)-1 sein,

was nun Investitionen erfordert. Auf Basis der KTBLQualitätsmerkmale für TR und oTR errechnen sich für a) (231,35·0,86·0,90·9,968) = 1.784,90 kWh Bioenergie und für b) (325,00·0,86·0,90·9,968) = 2.507,45 kWh. Das Delta zwischen a) und b) beträgt demnach 722,55 kWh Bioenergie je Tonne Gärmasse Stroh, die in einem BHKW mit einem Wirkungsgrad von zum Beispiel 40 % verstromt werden. Pro Tonne Gärmasse Stroh entstehen bei b) (722,55·0,4) = 289,02 kWh mehr als bei a). Der Strom wird nach dem EEG vergütet, die Vergütung betrage 0,20 Euro. Bei 1.000 Tonnen Gärmasse Stroh entsteht somit ein Mehrerlös von jährlich

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Tabelle 9: Gemessene Gaserträge normiert auf 86 % TR und 90 % oTR ergeben pro Tonne Gärmasse: Kapitel I Mittelwert bei 99 °C

278,35 Nm3(CH4)·t(oTR)-1

(278,35·0,86·0,90·9,968) = 2.147,53 kWh

PreChop Variante aus Kapitel II

231,35 Nm3(CH4)·t(oTR)-1

(231,35·0,86·0,90·9,968) = 1.784,92 kWh

Cut Variante aus Kapitel II

170,30 Nm3(CH4)·t(oTR)-1

(170,30·0,86·0,90·9,968) = 1.313,90 kWh

gemahlene Variante aus Kapitel II

-1

180,13 Nm (CH4)·t(oTR)

(180,13·0,86·0,90·9,968) = 1.389,74 kWh

zerbröckelte Pellets aus Kapitel II

-1

248,31 Nm (CH4)·t(oTR)

(248,31·0,86·0,90·9,968) = 1.915,77 kWh

Pellets aus Kapitel II

250,95 Nm3(CH4)·t(oTR)-1

(250,95·0,86·0,90·9,968) = 1.936,14 kWh

25 °C, 60‘ aus Kapitel III

268,94 Nm3(CH4)·t(oTR)-1

(268,94·0,86·0,90·9,968) = 2.074,94 kWh

50 °C, 30‘ aus Kapitel III

-1

217,58 Nm (CH4)·t(oTR)

(217,58·0,86·0,90·9,968) = 1.678,68 kWh

50 °C, 60‘ aus Kapitel III

-1

221,21 Nm (CH4)·t(oTR)

(221,21·0,86·0,90·9,968) = 1.706,69 kWh

75 °C, 30‘ aus Kapitel III

207,94 Nm3(CH4)·t(oTR)-1

(207,94·0,86·0,90·9,968) = 1.604,31 kWh

75 °C, 60‘ aus Kapitel III

195,64 Nm3(CH4)·t(oTR)-1

(195,64·0,86·0,90·9,968) = 1.509,41 kWh

99 °C, 30‘ aus Kapitel III

-1

249,49 Nm (CH4)·t(oTR)

(249,49·0,86·0,90·9,968) = 1.924,87 kWh

99 °C, 60‘ aus Kapitel III

197,69 Nm3(CH4)·t(oTR)-1

(197,69·0,86·0,90·9,968) = 1.525,22 kWh

(289,02·0,2·1.000) = 57.803,66 Euro. Aus diesem Mehrerlös sind die spezifischen Mehrkosten für Strom, Personal, Wärme, Wartung, Unterhaltung, Zinsen, Tilgungen und Risikokosten zu erwirtschaften, weshalb man die mögliche Investitionssumme für beliebige Zeiträume berechnen kann. Scheidet die Anlage im Betrachtungszeitraum aus dem EEG aus und wechselt mit 0,148 Euro in die Ausschreibung, ist dies zu berücksichtigen. Zumindest aus Betreibersicht ist die Devise: „höher, schneller, weiter, insolvent“ nicht erstrebenswert. Das aufgefaserte und geschnittene Stroh mit [231,35 Nm3(CH4)·t(oTR)-1] – der PreChop zerfasert die Halme und beschädigt die Wachsschicht ganz ähnlich wie Stroh aus einem Tretmiststall – ist hinreichend für den Gärprozess „beschädigt“. Wird dieses Stroh in Gärrest für eine Stunde [268,94 Nm3(CH4)·t(oTR)-1] in einem durchmischbaren Behälter eingeweicht, verursacht das geringe Investitions- und Betriebskosten. Die Kombination von beidem wurde bisher nicht gezielt untersucht, klingt aber vielversprechend und wird weiter verfolgt werden. Laut WEISER (2012) können, unter Beachtung einer ausgeglichenen Humusbilanz, jährlich etwa 8 bis 13 Millionen Tonnen Stroh in Deutschland ohne eine stoffliche Rückführung auf die Ackerflächen genutzt werden. Geht man von einer Nutzung in Biogasanlagen mit Gärrestrückführung auf die

Ackerflächen aus, so steigert sich dieses Potenzial noch3. Kommt der Humus aus dem Stroh über den Gärrest auf die Flächen zurück, ist es sinnvoller, das Stroh zu vergären, statt unvergoren unterzupflügen.

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Autoren Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto

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B I O G A S - A K A D E M I E® info@biogas-akademie.de M. Eng. (FH) René Casaretto PhD Student, Wissenschaftlicher Mitarbeiter Hochschule Flensburg . Kanzleistr 91-93

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24943 Flensburg 04 61/80 51 524

*Die Höhe der tatsächlichen Ersparnis ist abhängig von Laufzeit, Strompreis, TS-Gehalt, Fermenterauslegung und Wirkungsgrad des Rührwerks.

rene.casaretto@hs-flensburg.de

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