Biomethanaufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz

von Robert Ißler und Marinus Schnitzlbaumer

Warum sollte man auf diese Technik umsteigen?

Gegenüber der direkten Vor-Ort-Verstromung von Biogas bietet die Aufbereitung von Rohbiogas zu Biomethan den Vorteil, dass Biomethan in das Gasnetz eingespeist werden kann. Das bundesdeutsche Gasnetz mit einer Länge von über 500.000 km und einer Speicherkapazität von ca. 130 TWh el, verbessert die Anpassungsfähigkeit von flexibilisierten Biomasseanlagen zur bedarfsgerechten Strom und Biomethanproduktion. Dadurch wird das gesamte Energiesystem in den Sektoren Strom, Wärme und Kraftstoff gestärkt (1), (2) .

In Abbildung 1 sind die Ergebnisse einer Betreiberbefragung dargestellt, in denen zu einzelnen Themengebieten die Vor- bzw. Nachteile der Methanisierung (hier als MikroBGAA bezeichnet) gegenüber der Vor-Ort-Verstromung (VOV) des Biogases gegenübergestellt wurden. Insbesondere in den Bereichen Speicherfunktion, Wärmenutzung, Vermarktungsflexibilität und Nachhaltigkeit wird Aufbereitung und Einspeisung als vorteilhafter gesehen (1):

Abbildung 1: Befragungsergebnisse von Experten und Betreibern von Aufbereitungsanlagen zu den Vorteilen der Methaneinspeisung (1, S.73)

Beschreibung der Handlungsempfehlung

Prinzipiell wird bei der Veredelung des Rohbiogases der Methangehalt erhöht, indem in einer Aufbereitungsanlage das überschüssige Kohlendioxid abgeschieden wird. Weitere Anlagenkomponenten passen das produzierte Methan auf die erforderliche Qualität und das notwendige Druckniveau an (1). Das Methan wird schließlich an ein nahe gelegenes Gasnetz transportiert und dort eingespeist. Während die Aufbereitung vom Anlagenbetreiber zu finanzieren ist, wird ein Großteil der zusätzlich notwendigen Bestandteile wie zum Beispiel die Anlage zur Konditionierung des Gases über den Gasnetzbetreiber bezahlt, der die entstandenen Kosten auf die Gaskunden umlegen kann. Die Zuleitung zum Gasnetz wird abhängig der Länge ebenfalls über den Gasnetzbetreiber teilfinanziert (vgl. rechtliche Situation).

Da eine Aufbereitung von Biogas zu Methan mit steigender Anlagenkapazität spezifisch günstiger wird, kann ein Zusammenschluss von zwei oder mehr Biogasanlagen zu einem erfolgreichen Geschäftsmodell beitragen. Die Kapazitäten und die Entfernungen der Biogasanlagen zueinander und zu dem gemeinsamen Standort der Aufbereitungsanlage sind dabei ausschlaggebend (4).

Stand der Entwicklung

Anfang 2020 waren in Deutschland 216 Aufbereitungsanlagen mit einer Aufbereitungskapazität von insgesamt 133.734 Nm³/h in Betrieb, was einem jährlichen Einspeisevolumen von etwa 10 GWh entspricht (5). Im Vergleich zum Primärenergieeinsatz der Vor-Ort-Verstromung, der in etwa bei 90.000 GWh liegt, macht dieser Anteil nur 0,01 % aus.

Abhängig von den Einsatzstoffen variieren die Preise, zu denen Biomethan kurzfristig gehandelt wird, zwischen 5,7 (Abfall) und 7,2 (Gülle) ct/kWh. Langfristige Verträge liegen preislich zwischen 5,9 und 7,4 ct/kWh. Im Vergleich zu den Vorjahren ist hier ein Preisverfall zu erkennen, der voraussichtlich für Biomethan aus NaWaRo-Anlagen weiter anhalten wird (5). Die Unterschiede in den Preisen bei verschiedenen Substrateinsätzen ergibt sich aus den EEG-Erlösen der Kunden, die mit dem erworbenen Biomethan ein BHKW betreiben, das noch nach EEG 2012 eine Einspeisevergütung erhält. Die Einspeisevergütung ist abhängig von den verwendeten Einsatzstoffen des Biomethans, wobei zwischen Abfall- und Reststoffen (keine Förderung), NaWaRo (bis zu 6 ct/kWh) und Gülle/alternative Energiepflanzen (bis zu 8 ct/kWh) unterschieden wird (vgl. EEG 2012 §27). In der Regel findet der Handel von Biomethan bilateral statt, so dass in diesem Sektor die Preisschwankungen auch stark von den entsprechenden Händlern und Verträgen abhängig sind.

Im Durchschnitt lagen die Volllaststunden der Aufbereitungsanlagen in den letzten fünf Jahren bei 7.390 Stunden, was zeigt, dass häufig annähernd ganzjährig produziert wird (5). Die Einspeisekapazität der Anlagen in Deutschland beträgt im Mittel etwa 620 Nm³/h, wobei die kleinste Anlage 50 Nm³/h und die größte Anlage 5.500 Nm³/h bereitstellt (6). In Abbildung 2 ist die Verteilung der Kapazitäten dargestellt. Insbesondere Anlagen mit einem Output von 300-400 Nm³/h und 600-700 Nm³/h sind dabei die häufigsten, was einem Rohbiogasinput von etwa 600-1.400 Nm³/h entspricht. Der Rohbiogas-Output einer Biogasanlage mit 500 kW Bemessungsleistung liegt zum Vergleich in etwa bei 230 Nm³.

Abbildung 2: Häufigkeitsverteilung der Nennvolumenströme (Eigene Darstellung nach (6))

Exkurs: Aufbereitungsverfahren

Biogas besitzt außer Methan viele Gasanteile, die separiert werden müssen, damit es die Anforderungen für die Einspeisung ins Gasnetz erfüllt. Neben dem Abscheiden von Kohlendioxid dem größten Anteil, müssen noch Schwefelverbindungen, Ammoniak sowie weitere Spurenelemente entfernt und das Gas getrocknet werden (3,4). Nachfolgend sollen die Verfahren zur notwendigen Abtrennung des Kohlendioxids genauer betrachtet werden. Eine Abscheidung im Rohbiogas, dessen Anteil üblicherweise zwischen 25-55 % ausmacht, kann auf verschiedene Arten geschehen. Die Methoden unterscheiden sich deutlich in ihrem spezifischen Strom- und Wärmebedarf. Grundsätzlich unterscheidet man zwischen physikalischen Verfahren wie etwa die Druckwechseladsorption (PSA), die Druckwasserwäsche, Membranverfahren oder Tieftemperaturrektifikation; chemischer Abtrennung wie bei der Aminwäsche oder chemisch-physikalische Techniken wie beispielsweise mit Genosorb® (2). Die Verteilung der Verfahren im deutschen Anlagenbestand sind in Abbildung 3 dargestellt:

Abbildung 3: Verteilung der Aufbereitungsverfahren (Eigene Darstellung aus (6), Stand: Anfang 2019)

Wie zu erkennen ist, sind die Druckwasserwäsche (DWW) und die Aminwäsche die häufigsten Aufbereitungsverfahren. In den letzten Jahren hat das Membranverfahren immer mehr an Bedeutung gewonnen (2), (6). Welches Verfahren das sinnvollste ist, kann pauschal nicht beantwortet werden. Betrachtet man die spezifischen Kosten, so stellen sich nach (1) für kleinere Aufbereitungskapazitäten die Aminwäsche und Membranverfahren als die wirtschaftlichsten Methoden zur Gasaufbereitung heraus.

In nachfolgender Tabelle sind die genannten Verfahren beschrieben und deren Vor- bzw. Nachteile erläutert. Für detaillierte Informationen wird auf (3, S.21ff) verwiesen:  

TypBeschreibungVorteileNachteile
CO2 Abtrennung mittels AdsorptionAnlagerung des CO2 an die Oberfläche eines Feststoffes
Druckwechseladsorption (PSA)Adsorption von CO2 unter Druck an Aktivkohle oder ein MolekularsiebKein WärmebedarfRelativ hoher Strombedarf, Entsorgung des Adsorbers
CO2 Abtrennung mittels Absorption CO2 wird von einer Flüssigkeit aufgenommen
Druckwasserwäsche (DWW)Lösen des CO2 unter Druck in WasserKein Wärmebedarf, einfach zu handhaben, da kein ChemikalieneinsatzHoher Druck erforderlich und daher hoher Strombedarf
AminwäscheLösen des CO2 in chemischem Lösungsmittelgeringer Strombedarf, sehr gute Beladungs-kapazität / SelektivitätHoher Wärmebedarf, hoher Regenerations-aufwand
Genosorb®Lösen des CO2 in speziellem Lösungsmittel (chemische und physikalische Bindung)Geringer Strombedarf, weniger Aufwand zur Regeneration als bei AminwäscheHoher Wärmebedarf
Membranverfahren  
GaspermeationAbtrennung von CO2 und anderen Gasbestandteilen durch permeable MembraneEinfacher Aufbau und Betrieb, kaum Wartung, kleine Volumenströme möglichHoher Strombedarf, Standzeiten der Membranen noch unklar
MembrankontaktorenLösen von CO2 in Wasser unter Einsatz von MembrankontaktorenEinfacher Aufbau und betrieb, kleine Volumen-ströme möglich, geringer DruckbedarfWenig praxiserprobt, Standzeiten der Membranen noch unklar
Sonstige Verfahren 
Kryogene VerfahrenTrennung von CO2 und CH4 durch Verflüssigung oder AusfrierenHohe Produktreinheit, Vermarktbarkeit von Methan und KohlendioxidWenig praxiserprobt, hohe Investitionskosten, energieintensiv
Tabelle 1: Gegenüberstellung verschiedener Methanaufbereitungsverfahren (2)

Rechtliche Situation

Für den Anlagenbetreiber der Biomethanerzeugung sind die Anforderungen der Gasnetzentgeltverordnung (GasNZV), die auf dem Energiewirtschaftsgesetz basieren, ausschlaggebend. Demnach besteht eine vorrangige Anschlusspflicht für Biomethan, sofern die Einspeisung technisch möglich und wirtschaftlich nicht unzumutbar ist (§34 GasNZV). Innerhalb strikter Fristen ist der Netzbetreiber dazu verpflichtet, nach Antrag auf eine Netzverträglichkeitsprüfung dem Anlagenbetreiber mögliche Einspeisepunkte und deren entsprechenden Kapazitäten mitzuteilen (§ 33 GasNZV). Bei der Auswahl der erforderlichen Anlagenkomponenten muss sichergestellt sein, dass bei der Gasqualität die Anforderungen erfüllt werden, welche aus den Arbeitsblättern G 260 und G 262 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. hervorgehen (§36 GasNZV). Darin sind insbesondere brenntechnische Kennwerte und Grenzwerte für den Schwefel- und Sauerstoffanteil vorgegeben, doch auch andere Merkmale, wie beispielsweise eine Odorierung (Versetzen des Gases mit Gerüchen), werden gefordert (2), (3). Über regelmäßige Audits werden diese Eigenschaften überprüft und in einem zentralen Register erfasst. Bei einer negativen Prüfung kann das Gas seine Biomethaneigenschaft und damit auch seine Vermarktbarkeit als solches verlieren (8). Wie eingangs erwähnt, werden die erforderlichen Komponenten kostenseitig zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Netzbetreiber aufgeteilt, wobei die gesamten Investitionen für den Betreiber bei 250.000 € gedeckelt sind, sofern die Leitung zum Einspeisepunkt 1 km nicht überschreitet. Nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die notwendigen Komponenten und die entsprechende Kostenaufteilung dieser:

KomponentenAufgabeKostenanteil Betreiber
GasleitungBauliche Verbindung der Biogasaufbereitungsanlage zum GaseinspeisepunktAbhängig von der Länge:
<= 1 km: 25 %,
< 1 km < 10 km: 25 % zzgl. 25 % der zusätzlichen Kosten der Gasleitung >1 km
> 10 km: 25 % plus 100 % der zusätzlichen Kosten der Gasleitung >10 km
VerdichterDruckanpassung an den Netzdruck25 %
Messstelle 1eichfähige Messung des nicht konditionierten Biomethans25 %
Messstelle 2Gasbeschaffenheitsmessung0 % (§ 36 Abs. 4 GasNZV)
Messstelle 3eichfähige Messung des konditionierten Gases25 %
KonditionierungsanlageKonditionierung des Gases (Brennwert, Wobbe-Index)0 % (§36 Abs. 3 GasNZV)
OdoriererOdorierung0 % (§36 Abs. 4 GasNZV)
 Alle KomponentenMaximal 250.000 € plus Zusatzkosten für die Gasleitung, falls diese länger als 1km ist 
Tabelle 2: Erforderliche Komponenten und Kostenverteilung nach GasNZV (vgl. 1)

Nach §20a Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) erhalten Einspeiser von Biomethan für vermiedene Netzkosten ein Entgelt in Höhe von 0,7 ct/kWh eingespeistes Gas. Das Entgelt ist unabhängig von der Netzebene (z. B. Verteilnetz mit geringem Betriebsdruck oder Übertragungsnetz mit über 60 bar) der Einspeisung. Allerdings ist die Entgeltzahlung für vermiedene Netzkosten auf 10 Jahre begrenzt, was aus wirtschaftlicher Sicht problematisch sein kann (7).

Wirtschaftlichkeit

In den Berechnungen des Projektteams wurde für eine Beispielanlage mit 950 kW installierter Leistung ein minimaler (langfristiger) Biomethanproduktionspreis von rund 6,3 ct/kWh ermittelt, ab dem sich der Betrieb einer Anlage mit einer Aufbereitungskapazität von 450 Nm³ Rohbiogas pro Stunde mittels Membranverfahren lohnen kann. Schließen sich zwei Anlagenbetreiber mit gleicher Kapazität zusammen, indem eine 3.000 m Rohbiogasleitung zwischen den beiden Standorten errichtet wird, liegt der entsprechende Grenzpreis bei 5,9 ct/kWh. Dabei wurden für die Gesamtkosten der Rohbiogaserzeugung 5 ct/kWh, eine hohe Anlagenauslastung mit 8.500 Volllastanden und 1.500 m zu bauende Leitungsstrecke bis zu einem mit 16 bar betriebenen Gasnetz angenommen (weitere Annahmen sind in Tabelle 3 dargestellt). Beispielhaft ist nachfolgend die überschlägige Berechnung für den Zusammenschluss von zwei Biogasanlagen und einem Biomethanverkaufspreis von 6,1 ct/kWh (entspricht durchschnittlicher kurzfristiger Vergütung für NaWaRo-Anlagen nach (5)) innerhalb des 10-Jahres Zeitraums sowie in den Folgejahren dargestellt:

Ausgangsbedingungen
Gesamtes Rohgaspotenzial900Nm³/h
Betriebsstunden8.500Stunden
Länge Rohbiogasleitung3.000m
Entfernung zum Erdgasnetz1.500m
Druckstufe des Einspeisepunktes16bar
Rohbiogaskosten5,00ct/kWh
AufbereitungsverfahrenMembran 
Kosten
Kosten Rohbiogasbereitstellung  1.975.000 € p.a.
Finanzierungskosten Rohbiogasleitung       26.000 € 10a, 4%
Finanzierungskosten Methanisierung     255.000 € 10a, 4%
Laufende Kosten Methanisierung     321.000 € p.a.
Finanzierungskosten Erdgasleitung         6.000 € 10a, 4%
Finanzierungskosten Einspeiseanlage       31.000 €   10a, 4%
Gesamtkosten  2.614.000 € p.a. 
Erlöse
Erlös Gaseinspeisung  2.410.000 € p.a.
Vermiedene Netzentgelte (vNEg)     277.000 € p.a.
Summe Erlöse  2.687.000 € p.a.
Gewinn vor Steuern erste 10 Jahre     73.000 € p.a.
Gewinn vor Steuern
nach 10 Jahren (ohne vNEg, ohne Finanzierungskosten)
     114.000 € p.a.
Tabelle 3: Überschlägige Berechnung der gemeinsamen Gaseinspeisung

Im betrachteten Beispiel wurde die Finanzierung der Anlagenkomponenten auf die 10 Jahre begrenzt, in denen der Bonus für vermiedene Netzentgelte ausbezahlt wird. Entsprechend erhöht sich nach diesem Zeitraum der jährliche Gewinn trotz dem Wegfall der Bonuszahlungen.

Aufgrund der unsicheren Entwicklungen der Biomethanpreise, die in den letzten Jahren sogar einen Negativtrend aufgewiesen haben, ist die reine Einspeisung bei Biogasanlagen mit Risiken verbunden. Auch der Einfluss der Rohbiogaskosten ist dabei nicht zu vernachlässigen: ab einem Rohbiogaspreis von 5,2 ct/kWh entsteht im obigen Beispiel bereits in den ersten 10 Jahren ein negatives Betriebsergebnis. Sinkt der Verkaufspreis für das Biomethan unter 5,9 ct/kWh, wird ebenfalls kein Gewinn erwirtschaftet.

Eine Kombination mit einer Hoftankstelle kann dafür sorgen, dass über die zusätzlichen Erlöse am Kraftstoffmarkt ein in Summe wirtschaftlicheres Geschäftsmodell entstehen kann. Dies ist allerdings stark von der Auslastung der Hoftankstelle abhängig. In jedem Fall ist der Zusammenschluss zweier oder mehrerer Biogasanlagen aufgrund der Skaleneffekte bei größeren Biogas-Aufbereitungsanlage (und somit niedrigeren spezifischen Aufbereitungskosten) in der Regel vorteilhafter als der alleinige Betrieb. Die Machbarkeit eines Zusammenschlusses von Biogasanlagen ist stark abhängig von den spezifischen Rahmenbedingungen. Einen sehr großen Einfluss haben die Rohbiogaskosten der jeweiligen Biogasanlagen und die Wegstrecken zwischen den Anlagen (mit den entsprechenden Kosten für die Rohbiogasleitung).

Ökologie

Neben der Biogasproduktion ist der Methanschlupf der Aufbereitungsanlagen der ausschlaggebende Faktor für zusätzliche Treibhausgas- (THG-) Emissionen. Um die erforderlichen Grenzwerte von maximal 0,2 Prozent Methanausstoß nach §36 GasNZV einzuhalten, muss eine Schwachgasnachbehandlung stattfinden. Die Aminwäsche ist dabei die Ausnahme, da dieses Verfahren einen Schlupf von weniger als 0,2 % aufweist. Ist die Schwachgasnachbehandlung mit anderen Verfahren fehlerhaft oder fällt ganz aus, kann zwischenzeitlich ein Methanschlupf von bis zu 5 % auftreten (2), was den Klimaschutzeffekt einer Biogasanlage ad absurdum führt und zu einem Verlust der Biomethaneigenschaft führt (vgl. rechtliche Situation). Im Vergleich zur Vor-Ort-Verstromung des Biogases mit einer angenommenen maximalen Abwärmenutzung von 45 %, kann die Biomethanerzeugung bei einer Abwärmenutzung von über 80 % am Biomethan-BHKW ein höheres THG-Verminderungspotenzial erzielen, sofern der Methanschlupf die erforderlichen Grenzwerte einhält (2). Typischerweise ist die Wärmenutzung von solchen KWK-Anlagen höher, da sie sich besser an geeigneten Wärmesenken platzieren lassen und überwiegend wärmegeführt betrieben werden.

Bei den Aufbereitungsverfahren, die viel elektrische Energie benötigen, wird sich zukünftig die THG-Bilanz verbessern. Die Ursache hierfür ist der zunehmende Anteil an Erneuerbaren Energien im Deutschen Strom-Mix und der damit sinkende CO2-Faktor des Stromes. Das betrifft insbesondere die DWW, PSA und das Membranverfahren. Aminwäsche verbraucht im Vergleich weniger Strom und ist entsprechend davon nicht so stark beeinflusst. Außerdem kann der Einsatz von Rest- und Abfallstoffen, anstelle von NaWaRos wie bspw. Mais, die THG-Emissionen beträchtlich senken. (2)

Organisatorische Umsetzung

Da die Errichtung einer Einspeiseanlage ein Projektvorhaben ist, das zusammen mit dem verantwortlichen Netzbetreiber durchgeführt wird, muss bei diesem als erster Schritt ein sogenanntes Netzanschlussbegehren gestellt werden. Der Netzbetreiber ist verpflichtet, daraufhin eine Netzverträglichkeitsprüfung in die Wege zu leiten, in der festgestellt wird, an welcher Stelle und bei welchem Druckniveau eine Einspeisung möglich ist (2). Wenn die Kapazität im Verteilnetz für die gewünschte Einspeisemenge zu gering ist, kann der Netzbetreiber eine Einspeisung in ein Gasnetz der höheren Druckstufe fordern (1). Die Kosten für die Prüfung sind zu 25 % vom Anlagenbetreiber zu bezahlen (§33 GasNZV). Im Anschluss wird ein Netzanschlussvertrag unterzeichnet, in dem insbesondere die Mindesteinspeisekapazität festgelegt wird, die der Netzbetreiber zu jedem Zeitpunkt in der Lage sein muss, aufzunehmen. Das Einspeisen von Überproduktionen kann entsprechend verweigert werden. In der Regel sind diese Verträge standardisiert, unterscheiden sich aber in teilweise kritischen Details und sollten genau geprüft werden (3). Auch wird mit dem Vertrag ein Realisierungsfahrplan abgeschlossen, in dem Termine und Fristen für das Bauvorhaben geregelt sind. Anschließend planen beide Vertragspartner gemeinsam die konkreten Umsetzungsmaßnahmen. Für die Errichtung der Anlagenkomponenten ist der Netzbetreiber zuständig, der in Absprache mit dem Anschlussnehmer typischerweise einen Generalunternehmer beauftragt (3). 
Es muss damit gerechnet werden, dass der gesamte Prozess langwierig ist und es zwischenzeitlich zu Verzögerungen im Ablauf kommen kann (1), (3). Deshalb sollte über ein solches Vorhaben frühzeitig entschieden und ausreichend Zeit eingeplant werden.

Zum Weiterlesen

1. 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

2. Dunkelberg, E.; Salecki, S.; Weiß, J.; Rothe, S.; Bönning, G. Biomethan im Energiesystem [online], 2015. Verfügbar unter: https://www.ioew.de/fileadmin/_migrated/tx_ukioewdb/IOEW_SR_207_Biomethan_im_Energiesystem.pdf

3. Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR). Leitfaden Biomethanaufbereitung und -einspeisung [online], 2014. Verfügbar unter: https://mediathek.fnr.de/media/downloadable/files/samples/l/e/leitfaden_biogaseinspeisung-druck-web.pdf

4. Deutsche-Energie-Agentur (Dena). Biogaspartner – gemeinsam einspeisen. Biogaseinspeisung und -nutzung in Deutschland und Europa. Markt, Technik und Akteure [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2019/biogaspartner_-_gemeinsam_einspeisen.pdf  

5. Deutsche-Energie-Agentur (Dena). Branchenbarometer Biomethan 2020 [online], 2020. Verfügbar unter: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2020/Brachenbarometer_Biomethan_2020.pdf

6. Deutsche-Energie-Agentur (Dena). Biogaspartner. Einspeiseatlas [online], 2020. Verfügbar unter: https://www.biogaspartner.de/einspeiseatlas/

7. Deutsche-Energie-Agentur (Dena). Vermiedene Netzkosten. Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit der Einspeisung von erneuerbaren Gasen [online], 2018. Verfügbar unter: https://www.biogaspartner.de/fileadmin/dena/Dokumente/Pdf/9265_dena_Kurzanalyse_Vermiedene_Netzkosten.pdf  

8. Altrock, M.; Reichelt, S. Vorschlag für ein Dokumentationssystem für Beschaffenheitsmerkmale von Biogas (Leitfaden) [online], 2018. Verfügbar unter: https://www.biogasregister.de/fileadmin/biogasregister/media/Leitfaden__Krit.kat.__Matrix/20181004_Leitfaden_Biogasregister_01.pdf