Sie sind hier: Biomethanisierung

Biogas to SNG-Verfahren


Biomethanisierung

Herkömmliches Rohbiogas setzt sich aus 45-70% CH4, 25–50 % CO2 und den Restgasen HS, NH3 und H2O. Im Gegensatz dazu beinhaltet das fossile Erdgas 85–98 % Methan. Um dieses Biogas erdgasfähig zu machen, muss es aufbereitet werden. Gängige Techniken sind der Einsatz von Druckwasserwäsche, Aminwäsche, der Einsatz von Kohlefiltern oder das Membranverfahren.

Zu dem jetzigen Zeitpunkt realisiert die Firma Ökobit für den südhessischen Energieversorger HEAG Südhessische Energie AG (HSE) in Darmstadt-Wixhausen eine solche Aufbereitungsanlage. Die Ende 2011 in Betrieb gehende Anlage ist dafür ausgelegt 300Nm3/h Methan aufzubereiten und spart durch das Verfahren 3.500t CO2/a ein. Der Nachteil dieser Aufbereitung liegt sowohl darin, dass in dem Reinigungsprozess das CO2 zu 100% entweicht. Es sei denn es kann für Treihäuser, Aquakulturen, die Chemie oder bei der Lagerhaltung verwandt werden. In der Gesamtheit dieser 50 Anlagen macht dies ca. 500 000 Tonnen CO2. aus. Würde man diese CO2-Emissionen über das Wind-to-Gas Verfahren nutzen, könnte man, 4,8 Terawattstunden Strom speichern – das entspricht dem Jahresverbrauch von etwa 1,5 Millionen Haushalten. Auch kommt es im Prozess der Aufbereitung kommt es zu einem sog. Methanschlupf in der Höhe von 2%. „Dieses Loch können wir stopfen, indem man das Biogas durch die Power-to-Gas-Anlage leitet. Dabei entsteht aus dem Biogas fast reines Methan, das ohne Methanschlupf aufbereitet werden kann”, erläutert Dr. Sterner von der IWES-Fraunhofer. Und die 2. Generation der Pilotanlage der Fa. Solarfuel ist dafür ausgelegt, direkt beim Betreiber einer Biogasanlage ihre praktische Anwendung zu finden. Auch stößt, im Gegensatz zu den Windkraftanlagen, diese Form der Anreicherung von Rohbiogas zu Biomethan auf Obergrenzen. Es stehen maximal 4 Mio. Ha Fläche zur Verfügung. Der Problematik Methanschlupf ist der Gesetzgeber mit der EEG-Novelle eingegangen. So wird der Gasaufbereitungs-Bonus nach § 27c Absatz 2 nur ewährt, wenn die Methan-Emissionen unter 0,2% liegen.

Die Problematik Einspeisung und Abnahme

Die Bundesregierung hat das Ziel vorgegeben, im Jahr 2020 eine Biomethanmenge von 6 Mrd. Nm3 ins Erdgasnetz einzuspeisen – rund sieben Prozent des derzeitigen Erdgasverbrauchs. Bis 2030 sollen es gar 10 Mrd. Nm3ß jährlich sein. Der Anteil erneuerbarer Wärme am Endenergieverbrauch auf 14 Prozent verdoppelt werden. Auf Biomethan entfällt ein Gutteil dieses geplanten Zuwachses. Die Krux besteht jedoch in dem mangelnden Absatz. Mit Biomethan betriebene Blockheizkraftwerke (BHKW) sind im Kostenvergleich mit alternativen Energieträgern gegenwärtig nur selten eine attraktive Alternative. Gesetzliche Bestimmungen verhindern die Nutzung von Biomethan in Gebäuden, in denen der Einsatz häufig die beste Alternative wäre, so die Dena-Studie – Biomethan im KWK- und Wärmemarkt„ im Projekt der biogaspartner. Das bedeutet, ohne eine steigende Nachfrage an KWK-Anlagen, die Biomethan als Energiequelle verwenden können, keine zusätzliche Biomethanproduktion. Und Kunden, die Biomethan-KWK-Kunden nutzen wollen, erleben eine 2-fache Belastung gegenüber der KWK mit fossilem Erdgas: So entstehen Netznutzungskosten für den Biomethanbezug als auch den erforderlichen Erdgasbezug für den Betrieb eines Erdgas-Spitzenlastkessels. Eine abgestimmte Anpassung des Förderinstrumentariums ist dringend erforderlich, um die großen Absatzpotenziale von Biomethan zeitnah zu erschließen – so die Studie.

Die Problematik Zubau der Aufbereitungsanlagen

Bis 2020 müssten demnach pro Jahr ca. 120 Anlagen hinzukommen. Nach Lage der Dinge ist die Liquidität des Biomethanmarktes aber viel zu gering, um diese Investitionssumme erreichen zu können. Zwar hat sich die Zahl der Einspeiseanlagen im vergangenen Jahr verdoppelt. Mit deutschlandweit 36 Anlagen (Stand: Juli 2010) und 30 bis 40 Projekten, deren Netzanschluss bis Ende 2011 fertiggestellt sein soll hinkt die Entwicklung den Zielvorgaben deutlich hinterher. Die Ende 2009 verfügbare gesamte Einspeisekapazität der installierten Anlagen belief sich auf ca. 1,6 TWh/a Das entspricht knapp 3 Prozent des 2020-Ziels. Setzt sich das aktuelle Wachstum fort, was bei gegenwärtigen Rahmenbedingungen bereits als Erfolg zu werten wäre, werden im Jahr 2020 statt 60 TWh nur zwischen 11,3 und 25,6 T Wh Biomethan im Gasnetz verfügbar sein.

Selbst wenn das Abnahmeproblem gelöst wird, so besteht doch ein grundsätzliches Problem: Ein sehr großer Anteil der Biomasse zur stofflichen und energetischen Nutzung aus den Drittländern importiert. Die dortigen Anbauflächen werden nicht mehr zu den dringend benötigten Lebensmitteln genutzt. Das bedeutet im Folgenden auch, die globale Hungerspirale wird angezogen. Teuere Kredite der Welthandelsorganisation für den Import der Lebensmittel können nur durch weitere Kreditaufnahmen refinanziert werden. Die Verelendung steigt.