Biogas besteht zu 50 bis 75 Prozent aus Methan, zu 25 bis 45 Prozent CO2 und weiteren geringen Bestandteilen wie Wasser, Schwefelwasserstoff und Stickstoff [3]. Durch die Abspaltung von insbesondere Kohlenstoffdioxid (CO2) und den weiteren Verunreinigungen kann Biogas zu Biomethan aufbereitet werden. Biomethan kann Erdgas direkt substituieren, sodass es über das Erdgasnetz verteilt werden kann. Es existieren aktuell ca. 244 Anlagen in Deutschland, die Biomethan herstellen. Bisher wurde dieses Biomethan vor allem bilanziell an anderer Stelle ausgespeist und ebenfalls in der Kraft-Wärme-Kopplung genutzt. Der Vorteil hierbei ist, dass die BHKW dort installiert werden, wo ein hoher Anteil der Wärme genutzt werden kann. Auch dieser Nutzungspfad wird durch das EEG gefördert. Seit Inkrafttreten der Renewable Energy Directive 2018/2001 (RED II) ist die Anwendung von Biomethan als CNG (Compressed Natural Gas) oder LNG (Liquefied Natural Gas) insbesondere im Mobilitätssektor wirtschaftlich attraktiv. Die RED II schreibt Einsparungsziele von Treibhausgas-Emissionen für Inverkehrbringer von Kraftstoffen vor, u. a. durch fortschrittliche Kraftstoffe. Biomethan stellt eine solche Erfüllungsoption dar; die Treibhausgas-Einsparungen lassen sich durch Zertifikate monetarisieren. Hierfür ist insbesondere Biomethan, das durch die Vergärung von Wirtschaftsdünger erzeugt wurde, interessant, da es vergleichsweise hohe Treibhausgas-Emissionseinsparungen ermöglicht. Darüber hinaus lässt sich das abgespaltene CO2 nutzen, indem es fossiles CO2 in der Industrie oder Lebensmittelproduktion ersetzt. Als dritter Verwertungsweg besteht die Möglichkeit, Biogas mittels der etablierten Technologie der Dampfreformierung zu biogenem Wasserstoff aufzubereiten. Diese Nutzung geschieht in Deutschland bisher nur in Pilotanlagen und wird politisch aktuell nicht gefördert. Chance kooperativer Ansätze Auch wenn die Aufbereitung zu Biomethan einen viel diskutierten Nutzungspfad darstellt, hängt die Wirtschaftlichkeit insbesondere von der aufbereiteten Biomethanmenge ab. Für eine Wirtschaftlichkeit wird eine Mindestgröße der Aufbereitungsanlage von 250 Normkubikmetern pro Stunde (Nm³/h) angesehen [4], während die durchschnittliche Anlagengröße von Bestandsanlagen in Deutschland lediglich 180 Nm³/h beträgt [5]. Für viele Anlagen kommt die einzelbetriebliche Aufbereitung also in der Regel nicht infrage. Darüber hinaus existiert eine Kostendegression in den Investitionskosten der Aufbereitungsanlage, sodass sich die spezifischen Kosten der Aufbereitung pro Normkubikmetern bei großen Anlagen deutlich reduzieren. Aus diesen beiden Gründen stellt die Bildung von Clustern mit dem Ziel einer gemeinschaftlichen Aufbereitungsinfrastruktur eine interessante Alternative dar [6] (Abb. 2). Auch wenn durch den kooperativen Ansatz Investitionskosten für die Gasleitungen entstehen, die die Anlagen miteinander verbinden, bietet die Clusterung deutliche Kostenvorteile durch die Ausnutzung der Kostendegression. Nutzungskonkurrenz im Erdgasnetz Bedingt durch die ungleichmäßige Verteilung von Biogasanlagen in Deutschland, ergibt sich ein regional sehr unterschiedlich verteiltes Biomethanpotenzial. Dieses lässt sich landkreisAbb. 2: Beispiel für Clusterbildung zur gemeinschaftlichen Aufbereitung mit anschließender Einspeisung ErneuerbarerWasserstoff und Biomethan sind zwei wesent- liche Möglichkeiten, zukünftige Energiebedarfe zu decken. b Quelle: die Autoren 32 energie | wasser-praxis 04/2023 G R E E N H U B
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