Biomethanaufbereitung und Betrieb einer Methantankstelle

von Robert Ißler und Marinus Schnitzlbaumer

Beschreibung der Handlungsempfehlung

Der Aufbau einer Biomethanaufbereitung mit (Hof-)Tankstelle kann insbesondere mit Blick auf die perspektivisch auslaufende EEG-Vergütung eine sinnvolle Zusatzeinnahme darstellen. Werden im Fermenter überwiegend Stroh, Gülle oder Abfallstoffe vergärt, kann eine hohe Wirtschaftlichkeit der Tankstelle erreicht werden. Das liegt daran, dass gemäß der europäischen Richtlinie RED II die Treibhausgasemissionen dieser Stoffe eine negative Kohlenstoffbilanz aufweisen, also eine aktive Vermeidung von CO₂ erreicht werden kann. Entsprechend höher sind die Erlöse, die aus dem Biomethan-Quotenhandel erreicht werden können (2) (3).
Ein kontinuierlicher Absatz für das produzierte Biomethan (in diesem Fall als compressed liquid gas oder CNG bezeichnet) ist jedoch elementar für den wirtschaftlichen Betrieb und kann z. B. durch regionale Transportunternehmen oder lokale Landwirtschaftsbetriebe, die gasbetriebene Gas-LKWs bzw. Landwirtschaftsmaschinen besitzen, aufgebaut werden. So empfiehlt es sich, im Vorfeld Partnerschaften zu prüfen, die ggf. für beide Seiten einen Mehrwert bieten können.
Durch eine Tankstelle, die direkt mit vor-Ort produziertem Biomethan versorgt wird, können die Ausgaben für Kraftstoff, die bisher ausschließlich an überregionale Unternehmen fließen, in der Region bleiben und dieser entsprechend zugutekommen. So wird nicht nur bilanziell, sondern tatsächlich eine regionale Kreislaufwirtschaft geschaffen, die allen Beteiligten einen Mehrwert liefert.

Stand der Entwicklung

Bereits in den 80er Jahren wurden die ersten Erdgas-Tankstellen in Deutschland gebaut, heute gibt es über 800 Standorte, davon sind 331 reine Bio-CNG-Tankstellen (4). Die Technologie ist also bereits etabliert und viele Hersteller bieten bereits Komplettanlagen an. Die direkte Veredelung und Vermarktung durch Hoftankstellen an Biogasanlagen wird in Deutschland derzeit an etwa 200 Standorten umgesetzt (5). Das Konzept einer Hoftankstelle wurde aber bis jetzt noch nicht in Bioenergiedörfern realisiert.
Die Neuzulassungen für CNG-Fahrzeuge lagen im Durchschnitt der letzten Jahre bei ca. 6.300 und haben sich kaum verändert. Nur das Jahr 2018 sticht mit über 10.000 Zulassungen hervor (6). Im Bereich der Nutzfahrzeuge und LKWs kann eine Steigerung festgestellt werden (4). Ende 2019 wurde von New Holland der erste Traktor vorgestellt, der vollständig mit CNG betrieben wird (7). In Zukunft kann davon ausgegangen werden, dass die Technologie vermehrten Einzug in die Branche findet. Infolge einer Modelloffensive der Fahrzeughersteller stehen in nahezu jedem Fahrzeugsegment CNG-Pkw als Neuwagen zur Verfügung (16). Die derzeitige geringe Abnehmerzahl stellt allerdings immer noch einen hemmenden Faktor für einen effizienten Betrieb einer Tankstelle dar (8).
Die in unseren Analysen betrachteten Größenordnungen von Biomethantankstellen liegen im Bereich zwischen 35 und 200 Nm³/h. Gemäß unseren Untersuchungen wäre eine Mindestabsatzmenge von 85 Nm³ Bio-CNG pro Stunde für einen wirtschaftlichen Betrieb notwendig. Beispiele aus der Schweiz zeigen allerdings, dass bei einer entsprechenden monetären Berücksichtigung der CO₂-Einsparpotenziale bei der Nutzung von Gülle und Reststoffen die Aufbereitung zu Biomethan auch in sehr kleinem Maßstab (6-12 Nm³/h) wirtschaftlich sein kann (16).
Würde man das Potenzial einer 500 kW Biogasanlage voll ausschöpfen und nur noch Biomethan produzieren, könnten etwa eine Methanmenge von 118 Nm³ pro Stunde oder die tägliche Vollbetankung von etwa 12 CNG LKW zur Verfügung gestellt werden.

Rechtliche Situation

Die Einhaltung aller rechtlichen Voraussetzungen für den Aufbau und Betrieb einer Biomethantankstelle werden zentral über eine Genehmigung nach BImSchG gesteuert. Sie umfassen neben immissionsschutzrechtlichen auch baurechtlichen und wasserrechtlichen Anforderungen sowie eine Erlaubnis nach Betriebssicherheitsverordnung (BetrSichV). Die detaillierten Anforderungen und Vorgehensschritte sind in einem Leitfaden der DVGW zusammengefasst (9).
Im laufenden Betrieb muss nach §§15ff. Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung eine jährliche Zertifizierung (auch Audit genannt) durchgeführt werden, die sicherstellt, dass die Herstellung des Bio-CNGs nachhaltig erfolgt. Im Zuge dessen wird ebenfalls das THG-Minderungspotenzial festgestellt, welches für den Quotenhandel relevant ist. Detaillierte Informationen zur Vorgehensweise der Zertifizierung sind in (10) erklärt.
Noch gelten für gasförmige Kraftstoffe nach §2 Abs. 2 EnergieStG vergünstigte Energiesteuersätze, die allerdings bis Ende des Jahres 2026 kontinuierlich ansteigen:

Zeitraum	Kosten	Einheit
Bis Ende 2023	13,90	€/MWh
2024	18,38	€/MWh
2025	22,85	€/MWh
2026	27,33	€/MWh
Ab 2027	31,80	€/MWh

Exkurs: Quotenhandel

Für alle Tankstellenbetreiber wird nach §37a Abs.4 BImSchG (i.V.m. 38.BImSchV) eine Minderung der Treibhausgasemissionen von 6 % gefordert. Um dies zu erreichen, können Treibhausgasquoten von Biomethanerzeugern erworben werden, die sicherstellen sollen, dass bilanziell diese Anforderungen erfüllt sind. Durch den Quotenhandel eröffnen sich für eine Hoftankstelle große Erlöspotenziale. So kann für jede eingesparte Tonne CO₂, die über die gesetzlich erforderlichen Anteile hinausgeht, ein Zertifikat verkauft werden, mit dem andere Tankstellenbetreiber bilanziell die Treibhausgas-Minderungsquote erfüllen können. Diese beziehen sich auf die an der Hoftankstelle tatsächlich verkaufte Menge an Bio-CNG. Da die Berechnung des daraus entstehenden Erlöses nicht einfach ist, soll ein kurzes Beispiel dabei helfen, die genauen Vorgänge nachzuvollziehen:

Annahmen:

• Volumenstrom Tankstelle: 118 Nm³ pro Stunde für 4.400 Betriebsstunden.
• Substratmix: 40 % Mais, 22 % Schweinegülle, 26 % Rinder-Festmist, und 12 % Silphie. Es wurde von einer 500 kW_el Biogasanlage ausgegangen. Im Gegensatz zur weiter unten dargestellten Wirtschaftlichkeitsbetrachtung wird vereinfacht von einer kleineren Anlage mit vollständigem Absatz des produzierten Gases in der Hoftankstelle ausgegangen, um die Berechnungsmethode verständlicher darstellen zu können.
• Vollständige Abnahme des produzierten Biomethans und damit auch die Möglichkeit, alle Quotenzertifikate zu veräußern, die nicht für die 6% Treibhausgasminderung zurück gehalten werden müssen.
• CO₂-Preis für den Quotenhandel: 250 €/t_{CO2_äq}. Im Vergleich zu den CO₂-Zertifikaten, die derzeit an der Börse gehandelt werden, ist dieser Preis wesentlich höher. Dies liegt am knappen Angebot und der hohen Nachfrage des separaten CO₂-Handelsregimes im Verkehrssektor (10). Da dieser Handel in der Regel bilateral stattfindet, beruht diese Annahme von 250 €/t_{CO2_äq} auf Erfahrungswerten (vgl. 11). Grundsätzlich kann davon ausgegangen werden, dass die Abnehmer der Zertifikate je nach Marktlage Preise akzeptieren, die unterhalb der gesetzlichen Pönale (verbindlich zugesagte Zahlung) für Nichteinhaltung der Mindestquoten liegen. Ab 2022 muss von dem Tankstellenbetreiber pro t CO₂, das über den gesetzlichen Anforderungen liegt, eine Strafzahlung von 600 € pro t CO2 bezahlt werden (§ 37c Abs.2 S.6 BImSchG).

Bilanzierung nach RED II:

(1) Tatsächliche Emissionen der Tankstelle

Um herauszufinden, welche Zusatzerlöse durch den Quotenhandel von THG-Minderungszertifikaten entstehen können, muss zunächst der CO₂-Ausstoß der eingesetzten Substrate und deren Weiterverarbeitung zu Biomethan bekannt sein. Ausführlich kann dies über eine anlagenspezifische Treibhausgasbilanzierung erfolgen, in der die tatsächlichen Aufwendungen für Dünger und Kraftstoff sowie alle weiteren relevanten Parameter erfasst und die reellen CO₂-Emissionen daraus bestimmt werden. Alternativ wird auf Standardwerte zurückgegriffen, was insbesondere für eingesetzten Wirtschaftsdünger stets zu empfehlen ist. In der Regel lassen sich über die direkte Berechnung höhere Quotenerlöse erzielen, der Aufwand ist allerdings auch sehr hoch (12). Für die nachfolgende überschlägige Berechnung wird vereinfacht angenommen, dass alle nachwachsende Rohstoffsubstrate denselben CO₂-Standardwert besitzen, wie er in RED II für Mais angegeben wurde:

Spezifische CO₂-Standardwerte der Einsatzstoffe aus der EU-Richtlinie zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen bei geschlossenem Gärrestebehälter mit Abgasverbrennung (Seite L 328/194 ff. RED II):

• Gülle: -100 g_{CO2_äq}/MJ_Biomethan, entspricht ca. -3,59 kg_{CO2_äq}/Nm³
• Mais: 30 g_{CO2_äq}/MJ_Biomethan, entspricht ca. 1,08 kg_{CO2_äq}/Nm³
• Zusatzemissionen durch die Kompression des Biomethans in der Tankstelle von 4,6 g_{CO2_äq}/MJ_Biomethan auf alle Substrate, entspricht ca. 0,17 kg_{CO2_äq}/Nm³ (Seite L 328/194 RED II)

Über die bekannten stündlich eingesetzten Mengenanteile in den Fermenter und Brennwerte der Substrate kann ein Faktor abgeleitet werden, wie viel kg_{CO2_äq} pro   Stunde durch die Vorketten der Substratbereitstellung sowie durch die Biogaserzeugung und dessen Veredelung zu Bio-CNG frei werden. Mit oben genanntem Substratmix und der Annahme, dass die Fütterung in jeder Stunde gleichbleibt, ergibt sich im Beispielfall ein Faktor von 75,17 kg_{CO2_äq}pro Stunde:

Mit den oben genannten Annahmen zu Volumenstrom und Betriebsstunden der Tankstelle ergeben sich daraus Gesamtemissionen von 331 t CO2_äq pro Jahr:

(2) Fossiler Vergleichswert

Über die gesamte produzierte Menge an Biomethan, die an der Tankstelle verkauft wird und einen vorgegebenen fossilen Vergleichswert (§4 38. BImSchV) wird im nächsten Schritt berechnet, wie viel CO₂ freigeworden wäre, wenn anstelle des Biomethans fossiles Erdgas genutzt worden wäre:

(3) Einhalten der eigenen Quote

Um die gesetzlich geforderte Reduzierung der Emissionen um 6 % gegenüber dem fossilen Vergleichswert einzuhalten, müssen vom Biomethan-Tankstellenbetreiber entsprechend Zertifikate zurückgehalten werden. Verrechnet man nun die erforderliche Einsparung mit den tatsächlich produzierten Emissionen, kann die Menge bestimmt werden, die zum Verkauf angeboten werden darf:

(4) Verkaufserlös

Bei einem Quotenpreis von 250 € pro Tonne CO₂ ergeben sich bei den oben berechneten Werten jährliche Erlöse für Biomethanquoten von etwa 329.000 €. Wie im nachfolgenden Abschnitt dargestellt, macht dies für den Biotankstellenbetreiber einen Großteil der Gesamterlöse aus.
Zurzeit stehen nur Standardwerte für CO₂-Emissionen für den Anbau von Mais und die Nutzung der Gülle zur Verfügung. Es wäre jedoch wünschenswert, wenn weitere Standardwerte für ökologisch wertvolle Substrate wie z.B. Blühkulturen und Dauergräser zur Verfügung stünden. Eigene Berechnungen sind zwar möglich, jedoch sehr aufwendig und anspruchsvoll. Auch ist eine Entwicklung des Biomethan-Quotenmarktes genau zu beobachten, um Preisentwicklungen der Zertifikate im Auge zu behalten. Es besteht außerdem das Risiko, dass sich der politische Rahmen zukünftig ändern kann und womöglich weniger Einnahmen aus dem Quotenhandel erreicht werden können.
Nach §28 EnergieStG besteht die Möglichkeit, Biokraftstoffe von der Energiesteuer zu befreien. Nimmt man am Quotenhandel teil, verliert das Biomethan seine Eigenschaft als grünes Gas und wird bilanziell wie herkömmliches Erdgas bewertet (Doppelvermarktungsverbot). Somit kann man dafür keine Steuerbefreiung mehr beantragen. Vergleicht man die potenziellen Einkünfte aus dem Quotenhandel mit den Kosten für die Energiesteuer (ca. 72.000 € pro Jahr, vgl. Wirtschaftlichkeit), ist derzeit davon abzuraten, die Steuerbefreiung zu bevorzugen. Es ist anzumerken, dass die erforderlichen Mindestanteile an Biomethan von 6 % nur als erfüllt gelten, wenn diese auch besteuert sind (13). Das bedeutet, dass auch der zurückgehaltene Anteil an Biomethan, der der eigenen Quotenerfüllung dient, nicht von der Energiesteuer befreit werden kann.

Wirtschaftlichkeit

Für eine Hoftankstelle müssen Investitionen für die Methanisierungsanlage und die Tankstelle selbst getätigt werden. Diese Kosten sind grundsätzlich von der produzierten täglichen Durchsatzmenge an Biomethan abhängig. Je mehr Methan zum Tanken bereitgestellt wird, desto günstiger werden die einmaligen Ausgaben für die Investition der Anlage, wenn man diese auf die getankten Mengen bezieht. Das bedeutet, die spezifischen Kosten sind für größere Anlagen geringer. Das betrifft auch Personalkosten, Wartungsaufwand, Strombedarfskosten, Kosten für Genehmigungen und Audits sowie die Energiesteuer.
In der nachfolgenden Beispielrechnung soll die Wirtschaftlichkeit einer Hoftankstelle geprüft werden. Es wird dieses Mal von einer 900 kW Biogasanlage ausgegangen, die im Sommer einen Rohbiogasüberschuss von ca. 225 Nm³ pro Stunde für die Veredelung zu Bio-CNG verfügbar hat. Diese Menge reicht für eine Laufzeit der Methanisierungsanlage von ca. 4.400 Betriebsstunden im Jahr und erbringt eine Output-Menge an der Tankstelle von ca. 118 Nm³ Biomethan pro Stunde. Der Substratmix entspricht dem oben angenommenen: 40 % Mais, 22 % Schweinegülle, 26 % Rinder-Festmist und 12 % Silphie. Zur Aufbereitung des Rohbiogases wird das Membranverfahren angenommen, dessen Kostenstruktur für Investition und Betrieb aus einer Studie (5) entnommen wurden. Annahmen zu Investitions- und Betriebskosten der Tankstelle selbst wurden anhand von Recherchen und Herstellerbefragungen getroffen. Eigene Berechnungen auf der Basis von Daten aus den Reallaboren ergeben Rohbiogaskosten von ca. 5,1 ct/kWh CH4_äq. Die Kosten der Methanisierung betragen etwa 3,20 ct/kWh CH4_äq. Weitere Kostenblöcke für Investition und Betrieb der Tankstelle siehe untenstehende Tabelle. Bei einem netto-Verkaufspreis von 0,92 €/kg für das CNG und einem CO₂-Zertifikatpreis von 250 € pro Tonne ergeben sich daraus jährliche Überschüsse von ca. 98.500 €. Nachfolgend ist die Berechnung dargestellt:

Die Kalkulation zeigt, dass fast 50 Prozent der Erlöse aus dem Quotenhandel resultieren und damit eine starke Abhängigkeit vom CO₂-Preis besteht. Beträgt der Erlös nicht 250 € pro Tonne, wie angenommen, sondern nur 170 €/t wird der Betrieb einer Hoftankstelle bereits unwirtschaftlich. Für die berechnete Überschussmenge an Rohbiogas von ca. 225 Nm³/h und einer Laufzeit der Methanisierungsanlage von 4.400 Stunden im Jahr ist der Betrieb einer Hoftankstelle also mit großen Unsicherheiten behaftet. Nur sehr geringe Biogaskosten und eine hohe CO₂ Vergütung machen den Betrieb lukrativ. Ein Zusammenschluss mehrerer Biogasanlagen mit gemeinsamer Gasaufbereitung zeigt sich wirtschaftlich deutlich vorteilhafter, da die spezifischen Kosten pro m³ Biomethan geringer und die Erlöse überdurchschnittlich steigen. (Siehe auch Handlungsempfehlung Biomethaneinspeisung).
Wer die Investition in eine Methanisierung erwägt, sollte die Entwicklungen im Kraftstoffquotenhandel im Auge behalten werden, da die Wirtschaftlichkeit stark vom Quotenpreis abhängig ist.  Weiterhin ist es elementar, ob lokale Abnehmer von Biomethan vorhanden sind (z.B. gasbetriebene LKW-Flotten oder auf Gas umstellungswillige Transportunternehmen), da eine hohe Auslastung Grundvoraussetzung für einen wirtschaftlichen Betrieb der Tankstelle ist.

Ökologie

Noch immer ist in Deutschland der Verkehrssektor für über 19 % aller CO₂-Emissionen jährlich verantwortlich (1). Für eine erfolgreiche Energiewende darf dieser also nicht vernachlässigt werden. Eine Sektorenkopplung mit elektrifizierten Fahrzeugen ist dabei ein sinnvoller Schritt, die Nutzung von Biomethan als nahezu CO₂-neutraler Kraftstoff stellt eine gute Ergänzung dazu dar. Eine Biomethantankstelle kann einen wichtigen Beitrag dazu liefern, auf regionaler Ebene einen CO₂-armen Verkehr zu ermöglichen.
Eine 100-prozentige Nutzung von Biomethan sorgt im Vergleich zu fossilen Kraftstoffen für eine Verringerung um bis zu 90 Prozent der Emissionen (14). Die Stickstoff- und Feinstaubbelastung ist im Vergleich zu herkömmlichen Fahrzeugen minimal, da die Verbrennung im Motor wesentlich sauberer ist. Zusätzlich sinkt die Lärmbelastung durch die Motoren bei gasbetriebenen Fahrzeugen auf etwa die Hälfte (15). Wird das Methan aus Rest- und Abfallstoffen wie Gülle, Stroh und Abfällen gewonnen, können die Fahrzeuge zum Teil sogar negative Treibhausgasbilanzen aufweisen. Das liegt daran, dass bei der natürlichen Vergärung dieser Stoffe (beispielsweise der Gülle im Lagertank) Methan in die Atmosphäre gelangt. Dieses ist um den Faktor 28 schädlicher als CO₂. In den Fahrzeugen wird es vollständig zu CO₂ verbrannt, was einer geringeren Umweltbelastung gleichkommt (3).

Organisatorische Umsetzung

Neben den rechtlichen Hürden sollte vor einer Investition im besten Fall ein Netzwerk geschaffen werden, um bereits eine Stammzahl an Abnehmern zu erhalten. Hierbei bieten sich Partnerschaften mit ansässigen Fuhrbetrieben und anderen Landwirten an. Da eine Umstellung auf erdgasbetriebene Fahrzeuge zwar ökologische Vorteile bietet, allerdings für den Nutzer nur sinnvoll ist, wenn die entsprechende Infrastruktur zum Tanken vorhanden ist, können Absprachen zwischen den Parteien im Vorfeld dazu beitragen, beiden Seiten ausreichend Anreize zu liefern.    
Für Speditionen und andere Betriebe im Logistikbereich ist nach §1 Abs 2 Nr. 8 BFStrMG eine Mautbefreiung vorgesehen, falls diese gasbetriebene Fahrzeuge nutzen. Pro Tausend Fahrkilometer können abhängig von der Fahrzeuggröße und der (bisherigen) Schadstoffklasse zwischen 93 € und 261 € eingespart werden (vgl. Anlage 1 BFStrMG), was ein mögliches Argument für einen Umstieg auf diese Technologie sein kann. Auch bezogen auf die Treibstoffkosten liefern CNG-LKW Vorteile. So kosten bei reduziertem Energiesteuersatz 100 km Fahrleistung umgerechnet ca. 35 % weniger als bei Diesel-LKW. Bei maximalem Energiesteuersatz (und gleichbleibenden Dieselpreisen) liegt die Kostenersparnis noch immer bei etwa 22 % pro 100 Fahrkilometer. Dem gegenüber stehen die erhöhten Anschaffungskosten, für die es seit Beginn 2021 keine staatliche Förderung mehr gibt.
Der Betrieb der Tankstelle selbst kann in der Regel voll automatisch gestaltet sein, so dass keine zusätzlichen Personalaufwendungen abseits von regelmäßigen Wartungen entstehen.

Praxisbeispiele und Kontaktdaten

Mit 11 Standorten besitzt Horst Seide mittlerweile das deutschlandweit größte Netzwerk von Bio-CNG Tankstellen. Interessierten Biogasanlagenbetreibern wird eine Beratung zum Aufbau einer eigenen Hoftankstelle angeboten. Auf der Webseite https://www.biogastankstelle.de sind Hintergrundinformationen und aktuelle Meldungen aus dem Bereich Bio-CNG zu finden.

Zum Weiterlesen

1. Umweltbundesamt. Emissionsquellen [online], 2020. Verfügbar unter: https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/treibhausgas-emissionen/emissionsquellen aufgerufen am: 12.08.2020

2. BDEW. Gas kann grün. Die Potentiale von Biogas/Biomethan [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.bdew.de/media/documents/Awh_20190426_Gas-kann-gruen-Potentiale-Biogas.pdf

3. Fraunhofer ISI. Klimabilanz, Kosten und Potenziale verschiedener Kraftstoffarten und Antriebssysteme für Pkw und Lkw [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.isi.fraunhofer.de/content/dam/isi/dokumente/cce/2019/klimabilanz-kosten-potenziale-antriebe-pkw-lkw.pdf

4. Zukunft ERDGAS e.V. Statistiken zu Erdgas-Fahrzeugen und –Tankstellen [online], 2020. Verfügbar unter: https://zukunft.erdgas.info/gas-statistik/kenndaten-mobilitaet aufgerufen am 12.08.2020

5. Fraunhofer IEE, DBFZ, DBI GUT, Dena. Verbundvorhaben: Effiziente Mikro-Biogasaufbereitungsanlagen (eMikroBGAA) [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.fnr-server.de/ftp/pdf/berichte/22401615.pdf

6. Kraftfahr-Bundesamt. Neuzulassungen von Pkw in den Jahren 2010 bis 2019 nach ausgewählten Kraftstoffarten [online], 2020. Verfügbar unter: https://www.kba.de/DE/Statistik/Fahrzeuge/Neuzulassungen/Umwelt/fz_n_umwelt_archiv/2019/n_umwelt_z.html?nn=2601598 aufgerufen am: 12.08.2020

7. Bauernzeitung. Tanken an der eigenen Biogasanlage [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.bauernzeitung.de/agrarpraxis/aus-forschung-und-entwicklung/tanken-an-der-eigenen-biogasanlage/

8. Dena. Branchenbarometer Biomethan 2019 [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2019/dena-Analyse_Branchenbarometer_Biomethan_2019.pdf

9. DVGW. Genehmigungsleitfaden für LNG / LCNG-Tankstellen [online], 2017. Verfügbar unter:     https://www.dvgw.de/medien/dvgw/forschung/gas/genehmigungsleitfaden-lng-lcng-tankstellen-dvgw.pdf

10. Maierhofer, H., S. Rauh und M. Strobl. Biomethan als Kraftstoff und Treibhausgas(THG)-zertifizierung Teil 1: Basiswissen, 2018. In: Biogas Forum Bayern bif2, Hrsg. ALB Bayern e.V., https://www.biogas-forum-bayern.de/bif2

11. Gökgöz, F. Flexibilization of biogas plants with fuel production and supply of vehicle fleets, Präsentation vom 15.10.2019 in Schwäbisch Hall.

12. Bundestag. Die Energiesteuer im Bezug auf Kraftstoffe [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.bundestag.de/resource/blob/673616/b923d0aa98b1bae18a7dae250b926c40/WD-4-143-19-pdf-data.pdf

13. Grösch, N.; Trox, C.; Saidi, A.; Zörner, W.; Grüner, V.; Baumkötter, D.; Brügging, E.; Wetter, C.; Glötzl, M.; Kilburg, U.; Gleich, J.; Wagner, R.; Vogt, R. Biogas nach dem EEG – (wie) kanns’s weitergehen? Handlungsmöglichkeiten für Anlagenbetreiber [online] 2020. Verfügbar unter: https://www.carmen-ev.de/files/biogas/Dateien/Brosch%C3%BCre-REzAB.pdf

14. Dena. Rolle und Beitrag von Biomethan im Klimaschutz heute und in 2050 [online], 2017. Verfügbar unter:  https://www.dena.de/fileadmin/dena/Dokumente/Pdf/9218_Analyse_Rolle_Beitrag_Biomethan_Klimaschutz_2050.pdf

15. DVGW. Gas-Mobilität. PKW LKW Bus. Umweltauswirkungen, Technologie und Wirtschaftlichkeit gasbasierter Mobilität [online], 2018. Verfügbar unter:  https://www.dvgw.de/medien/dvgw/leistungen/publikationen/daten-fakten-gasmobilitaet.pdf

16. Karpenstein-Machan, M. (2019): Mit Biomethan mehr Klimaschutz im Verkehr. Energie aus Pflanzen, Nr. 6/2019.