Mikroskopische Helden der Biogasbranche

Schriftenreihe Umweltingenieurwesen Agrarund Umweltwissenschaftliche Fakultät Band 110 Tagungsband Professur Abfallund Stoff stromwirtschaft Veranstalter Universität Rostock Landesforschungsanstalt für Landwirtschaft und Fischerei MV Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Veranstalter Universität Rostock Ministerium für Klimaschutz, Landwirtschaft, ländliche Räume und Umwelt Mecklenburg-Voprommern enviMV Umwelttechnologienetzwerk aus Mecklenburg-Vorpommern LUNG Landesamt für Umwelt, Naturschutz und Geologie am 16. und 17. Juni 2022 am 15. Juni 2022 16. Rostocker Bioenergieforum 20. DIALOG Abfallwirtschaft MV 2 Tagungsband zum 20. DIALOG Abfallwirtschaft MV und zum 16. Rostocker Bioenergieforum HERAUSGEBER Prof. Dr. Michael Nelles Universität Rostock Agrarund Umweltwissenschaftliche Fakultät 18051 Rostock CIP-KURZTITELAUFNAHME 20. DIALOG Abfallwirtschaft MV 16. Rostocker Bioenergieforum Universität Rostock Agrarund Umweltwissenschaftliche Fakultät Rostock, 2022 © Universität Rostock, Agrarund Umweltwissenschaftliche Fakultät, 18051 Rostock BEZUGSMÖGLICHKEITEN Universität Rostock Universitätsbibliothek, Schriftentausch 18051 Rostock Tel.: 0381/498-8639, Fax: 0381/498-8632 E-Mail: [email protected] Universität Rostock Agrarund Umweltwissenschaftliche Fakultät Professur Abfallund Stoffstromwirtschaft Justus-von-Liebig-Weg 6, 18059 Rostock Tel.: 0381/498-3401, Fax: 0381/498-3402 ISBN 978-3-86009-535-5 DOI https://doi.org/10.18453/rosdok_id00003615 Gedruckt in Deutschland auf Recyclingpapier. Die Verantwortung für den Inhalt der Beiträge und die Abbildungen liegt bei den jeweiligen Autoren/-innen. 3 Inhalt 20. Dialog Abfallwirtschaft MV ........................................................................7 Vorwort ................................................................................................................9 Dagmar Koziolek Aktivitäten der Hanseund Universitätsstadt Rostock zur Abfallvermeidung ........................................................................................11 Frank Wenzel Klimaschutz durch Entsorgungsvergaben ........................................................19 Yvonne Wittig Die Herausforderungen durch Verpackungsabfälle ......................................... 25 Markus Piechotka Aufbau der ersten Vergärungsanlage in Dubai .................................................27 Leif-Alexander Garbe Alternative Proteine aus neuen Reststoffströmen (Störtebeker Braumanufaktur) ..........................................................................31 Tommy Ender, Stepan Kusche, Michael Nelles Klärschlammverwertung mittels hydrothermaler Karbonisierung (HTC) ......... 35 Rainer Wiedenbröker Steigerung der Energieeffizienz durch Wärmenutzung zur Klärschlammtrocknung ...............................................................................41 Steffen Bockholt Stand der Planung zur Errichtung einer Klärschlammverwertungsanlage am Standort Rostock ...................................................................................... 55 Jan Sprafke, Abdallah Nassour, Michael Nelles Potenzialbestimmung organischer Abfallströme aus Haushaltungen in Deutschland und Mecklenburg-Vorpommern .............................................. 63 Tommy Ender, Stepan Kusche, Michael Nelles Prozesswässer aus der hydrothermalen Karbonisierung (HTC) von Abfällen.......................................................................................................75 4 16. Rostocker Bioenergieforum ....................................................................81 Vorwort ............................................................................................................. 85 PLENARVORTRÄGE .......................................................................................87 M. Nelles, E. Angelova, K. Deprie, K. Görsch, I. Hartmann, B. Herklotz, P. Kornatz, V. Lenz, F. Müller-Langer, F. Naegeli de Torres, S. Schaller, S. Narra, N. Rensberg, D. Thrän Smart Bioenergy – Die Rolle der energetischen Verwertung von biogenen Abfällen und Reststoffen bei der Transformation zu einer klimaneutralen Gesellschaft ..................................................................................................... 89 Frank Baur, Patrick Hoffmann, Florian Noll, Bernhard Wern Klimaneutrale Wärmeversorgung der Zukunft – was kann und muss Bioenergie leisten? .........................................................131 Franziska Müller-Langer, Arne Gröngröft Biobasierte Kraftstoffe und Kohlenstoffträger als integrierte Bausteine einer klimaneutralen Zukunft...........................................................................141 Martin Maslaton Rechtliche Hemmnisse der nachhaltigen energetischen Nutzung von Biomasse und Lösungsansätze ...............................................................145 M. Galander, D. Uhrlandt, M. Sauer, I. Stottmeister, J. Stukenbrock, Y. Gonzalez, C. Patrunky, R. Brandenburg, R. Hink biogeniV Bündnis Vorstellung – Neue Verfahen und Technologien zur Verwertung biogener Reststoffe im östlichen MV .........................................153 Forum A Biogas ..........................................................................................163 Katharina Scherzinger, Heinrich Degenhart Gibt es eine Zukunft für landwirtschaftliche Biogasanlagen? ........................165 Boris Vashev, Anja Engel, Jessica Hudde, Birger Kerckow, Wibke Baumgarten Klimaschutz durch die Vergärung von Wirtschaftsdüngern ...........................173 Isabell Eickhoff Neue Anforderungen aus dem Immissionsschutzrecht für Biogasanlagen ...181 Andreas Herrmann, Lutz Schiffer, Stefan Thiel, Michael Wolowski, Martin Gräbner Biogas im Kontext der Sektorkopplung ...........................................................189 5 Eric Mauky, Josephine Hoffmann, Sören Weinrich, Jürgen Pröter Untersuchung des Einflusses der Durchmischung auf die Biogasproduktion ................................................................................199 Florian Cordes Möglichkeiten der Umstellung von Biogasanlagen in der Größenordnung von 500 kW auf Biomethanerzeugung ............................................................207 Joshua Güsewell, Ludger Eltrop, Jianing Song, Marc Oliver Schmid Das Triple-A-Verfahren (AmbientAminAbsorption) – Optimierte Gaswäsche für einen skalierbaren, an die Rohgasinfrastruktur angepassten Ausbau der Biomethanproduktion ...............................................................................213 Bettina Frauz, Jochen Blinn, Dirk Banemann, Marc Kurzbuch, Jürgen Lenz Modulation der Viskosität von trockengeschädigtem Mais in Bestandsanlagen ....................................................................................... 223 Christian Abendroth, Christina Dornack, Sven Nefigmann, Pascal Otto Mikroskopische Helden der Biogasbranche .................................................. 233 Britt Schumacher, Katja Oehmichen, Harald Wedwitschka, Peter Fischer, Jan Grundmann, Eckhard Schlüter Negative Emissionen durch Torfsubstitut & Biomethan aus der Pappelholzvergärung ..................................................................................... 243 Thomas Paust Energieautarke Kläranlage schon ab 10.000 EW – PEGAKA-Verfahren – Klärschlamm halbieren, Klärgas verdoppeln ................................................. 253 Anna Bur, Katja Weiler, Joachim Pertagnol, Bernhard Wern Gärrest als Düngeprodukt – Schließung von Nährstoffkreisläufen als teilweise Refinanzierung von Biogasanlagen? ......................................... 267 Marén Podewski, Lynn Vincent, Anja Schreiber, Uta Breuer Entwicklung eines neuartigen biochemischen Verfahrens zur Schwefel-Separation aus Gasen ............................................................. 277 Sebastian Foth, Jan Klein, Michael Nelles Leistungssteigerung und optimiertes Prozessmanagement bei der (integrierten) Produktion des Afrikanischen Raubwelses (Clarias gariepinus) in Mecklenburg-Vorpommern..........................................................................287 6 Forum B Biogene Energieträger im Transportund Mobilitätssektor 2 8 9 Michael Kralemann Verflüssigung von Biogas als Kraftstoff – Zentrale oder dezentrale Produktion? .....................................................................................................291 Chandra Kanth Kosuru, Simon Eiden, Klaus Lucka Umfassende Analyse der Drop-in-Kompatibilität von E-Fuels in Hardware-in-the-loop-Methode ................................................................. 297 Fabio Voit, Jocelyn Sobiech, Kristoffer Ooms Biomassebasiertes Methanol als Kraftstoff einer emissionsarmen Mobilität? ....................................................................................................... 303 Forum C Nutzung und Anbau diverser Bioenergieträger ......................317 Frank Schauff Zum regulatorischen Rahmen der Nutzung nachhaltiger Holzenergie in Deutschland und der EU .............................................................................319 Frank Wenzel Klimaschutz durch Ausschreibung kommunaler Bioabfälle ............................331 Annett Pollex, Sabine Bandemer, Axel Ulbricht, Thomas Zeng, Kristina Herrmann, Dieter Bräkow Vergaserkokseigenschaften – Ergebnisse aus einem Screening unter Beteiligung von Anlagen aus D, A und CH ........................................... 337 Sebastian Parzefall, Maendy Fritz Strategien zum Umbruch der mehrjährigen Energiepflanzen Durchwachsene Silphie und Sida nach Ablauf der Nutzungsdauer ................349 Margit Paustian CO2-negative Energieund Pflanzenkohleerzeugung – Möglichkeiten des Einsatzes von organischen Reststoffen .................................................. 359 Hendrik Steinort Transatlantische Energiekooperation im Zeichen der industriellen Bioökonomie .................................................................................................. 363 KOOPERATIONSPARTNER ..........................................................................375 DIE VERANSTALTER .................................................................................... 391 In dieser Reihe bisher erschienen ................................................................. 399 7 20. DIALOG Abfallwirtschaft MV Aktuelle Entwicklungen in der Abfallund Ressourcenwirtschaft Schirmherr: Dr. Till Backhaus Minister für Klimaschutz, Landwirtschaft, ländliche Räume und Umwelt Mecklenburg-Vorpommern Veranstalter 20. Dialog Abfallwirtschaft MV 9 Vorwort Im Jahr 2020 konnte der ursprünglich geplante 19. DIALOG Abfallwirtschaft MV wegen der Corona-Pandemie nicht stattfinden, die Tagung wurde auf 2021 verschoben, aber auch im letzten Jahr war leider keine Präsenzveranstaltung möglich und der DIALOG musste wiederum abgesagt werden. Die Organisatoren waren sich einig, dass eine online-Veranstaltung keinen DIALOG ersetzen kann, ist es doch das Treffen der „Abfallwirtschaftler“ aus Mecklenburg-Vorpommern. Nun sind wir uns sicher, dass Sie am 15. Juni 2022 ohne weitgehende Einschränkungen am 20. DIALOG Abfallwirtschaft MV teilnehmen können. COVID 19 macht hoffentlich nicht nur eine Pause. Auch in diesem Jahr werden wir neue und auch noch immer aktuelle Fragestellungen erörtern. Der Minister für Klimaschutz, Landwirtschaft, ländliche Räume und Umwelt des Landes Mecklenburg-Vorpommern, Dr. Till Backhaus, referiert Grundlegendes zur Abfallund Kreislaufwirtschaft in MecklenburgVorpommern. Die Themen Energie und Klimaschutz spielen eine immer wichtiger werdende Rolle, ein Zusammenhang, der seit Februar dieses Jahres noch deutlicher geworden ist. Das Vermeiden von Abfällen kann Energieeinsparungen und Klimaschutz vereinen. Vermeiden – das ist sicherlich der Bereich der Abfallhierarchie, den wir noch zu wenig beachten. Die Vergabe von Aufträgen für unterschiedlichste Teile der Abfallbewirtschaftung beeinflusst auch den Energieund Ressourcenverbrauch. Auch im Verlauf des 20. DIALOGs Abfallwirtschaft MV geht es in den Tagungsbeiträgen immer wieder um Energie, Ressourcen und Klima, und das finanzierbar für den Gebührenzahler. Herausforderungen – in zwei Vorträgen findet sich der Begriff im Titel. Vielleicht sind es ja die Herausforderungen der Anpassung an sich verändernde Rahmenbedingungen. Der Umgang mit Klärschlamm ist neu geregelt. Bis Ende 2023 sind wichtige Entscheidungen zu treffen, auch in Mecklenburg-Vorpommern. Immer wich-tiger wird die Phosphor-Rückgewinnung werden. In vier Vorträgen geht es um verschiedene Aspekte der thermischen Klärschlammbehandlung. Das gesamte Forum III wird sich diesem Thema widmen und durch eine Podiumsdiskussion ergänzt. Die Veranstalter freuen sich, Sie wieder an der Universität Rostock begrüßen zu dürfen. Im Namen der Veranstalter Prof. Dr. Gert Morscheck Dagmar Koziolek 16 öffentlichen Raum, von 2020 bis 2024 finanzielle Unterstützung im Rahmen einer Projektförderung für die Initiative Plastikfreie Stadt. 2020: 8.900 Euro zzgl. der Kosten für eine City Light Plakat Aktion zum Thema: „Geht auch ohne“ in Höhe von 2.160 Euro. 2021: 30.000 Euro 2022: 30.000 Euro zzgl. der Kosten für eine City Light Plakat Aktion zum Thema „Mehrweg ist Standard“ in Höhe von 1.000 Euro 2023: geplant 30.000 Euro 2024: geplant 30.000 Euro Die Stadtverwaltung begleitet alle Aktivitäten und Projekte im Rahmen ihrer Möglichkeiten durch Abfallberatung und Öffentlichkeitsarbeit (Presse, Internet, Druckerzeugnisse …). Weiterhin leistet die Stadtverwaltung auf Antrag und ebenfalls im Rahmen ihrer Möglichkeiten finanzielle Unterstützung für weitere Vereine bei der Durchführung von Umweltund Umweltbildungsprojekten zur Abfallvermeidung in Rostock. Ausgewählte Beispiele: Der Förderverein Jugendschiff Likedeeler e.V. erhielt im Jahr 2019 für das Projekt „Feiern ohne Plastikmüll – unser sauberes Warnowufer“ 700 Euro für die Anschaffung von Mehrweggeschirr. Der Verein hat sich insbesondere der maritimen Kinder und Jugendarbeit verschrieben. Der NABU Mittleres Mecklenburg e.V. erhielt 2019 für das Projekt „Mülldetektive – dem Abfall auf der Spur“ 960 Euro. Die BUND e.V. Ortsgruppe Rostock erhielt für das Projekt „Kein Plastik an den Strand“ 11.500 Euro im Zeitraum von 2019 bis 2020. Für ein weiteres Projekt des BUND „Kein Plastik in die Stadt“ wurden von 2021 bis 2022 Kosten in Höhe von 14.400 Euro von der Stadtverwaltung übernommen. Bürgerschaftsbeschluss 2020/AN/1465 zur Reduzierung der Lebensmittelverschwendung in Rostock vom 21.10.2020 Mit einer City-Light-Plakat-Aktion vom 5. bis 12. April 2022, hat das Amt für Umweltund Klimaschutz gemeinsam mit dem Unternehmen Too Good To Go für die Thematik der Lebensmittelverschwendung sensibilisiert. Es erfolgte eine gemeinsame Pressearbeit und Kosten in Höhe von 1.730 Euro wurden von der Stadtverwaltung übernommen. Zielgruppe waren die privaten Haushalte. Aktivitäten der Hanseund Universitätsstadt Rostock zur Abfallvermeidung 17 Bürgerschaftsbeschluss 2021/AN/2261 zum Aufbau von Bücherbäumen/ Büchersäulen vom 29.09.2021 Das Amt für Umweltund Klimaschutz hat bereits im Jahr 2021 gemeinsam mit dem zuständigen Entsorger, der Stadtentsorgung Rostock GmbH, die Planungen begonnen, alte Großcontainer für die kostenfreie Sammlung und den Tausch von gebrauchter Literatur aus Privathaushalten anzuschaffen und umzurüsten. Die Kosten trägt die Stadtverwaltung. Die Aufstellung soll voraussichtlich 2022/2023 auf den Recyclinghöfen erfolgen. Ein neues Rück-Konsum-Zentrum wird 2023 in Betrieb genommen Auf dem zurzeit neu entstehenden Recyclinghof mit Standort Hainbuchenweg Rostock-Toitenwinkel wird ein modernes Rück-Konsum-Zentrum in Form einer REUSE-Halle entstehen. Hier plant die Stadtverwaltung gemeinsam mit dem Betreiber, der Stadtentsorgung Rostock GmbH, die Etablierung der Annahme von gut erhaltenen und funktionstüchtigen Möbeln, Haushaltsgegenständen, Fahrrädern, Elektrogeräten usw. ähnlich einem Sozialkaufhaus. Für das Betreiben der REUSE-Halle soll ein sozialer Träger der Stadt gewonnen werden. Kleinere Reparaturen können vor Ort ausgeführt werden und die Waren werden dann wieder den Bürgerinnen und Bürgern zum Kauf angeboten. Es werden derzeit die Fördermöglichkeiten für dieses Projekt geprüft. Die Eröffnung ist für 2023 geplant. Mein Dank gilt an dieser Stelle der Stadtgesellschaft für ihr hohes bürgerschaftliches Engagement bei der Umsetzung aller Vorhaben und Projekte zur Abfallvermeidung. Kontakt Dr. Dagmar Koziolek, Amtsleiterin Hanseund Universitätsstadt Rostock, Amt für Umweltund Klimaschutz Holbeinplatz 14, 18069 Rostock  +49 (0)381.381-7300 |  Dagmar[email protected]e 19 Frank Wenzel Klimaschutz durch Entsorgungsvergaben Zusammenfassung: Ausdrückliche Regelungen zum Klimaschutz fanden sich bislang kaum im deutschen Vergaberecht, allerdings eine Reihe von umweltrechtlichen Regelungen, die zu einem Gutteil selbst klimaschutzrelevant sind. Im Folgenden soll dargestellt werden, wie Klimaschutz durch die Ausschreibung kommunaler Bioabfälle ins Werk gesetzt werden kann. Klimaschutz kann dabei auf folgenden Ebenen des Vergaberechts realisiert werden: beim Beschaffungsbedarf, bei der fachlichen Eignung, der Ausgestaltung der Leistungsbeschreibungen, den Zuschlagskriterien und der Ausgestaltung des Verfahrens. Dabei wird u.a. die Frage beleuchtet, inwieweit aus dem Klimaschutzgesetz vergaberechtliche Vorgaben abzuleiten sind und welche Anforderungen an Fahrzeugausschreibungen aus der deutschen Umsetzung der Clean Vehicle Directive – dem Gesetz über die Beschaffung sauberer Straßenfahrzeuge (SaubFahrzeugBeschG) – folgen. Zusammenfassend enthält das deutsche Vergaberecht noch relativ wenige verpflichtende Regelungen zum Klimaschutz. Zugleich besteht aber ein weitreichender Gestaltungsspielraum auf freiwilliger Basis. Bejaht man die Dringlichkeit des Klimaschutzes, dann können Entsorgungsvergaben im Allgemeinen einen wichtigen Beitrag hierzu leisten. Dabei kann insbesondere bei der Bioabfallentsorgung eine Priorität entsprechender Ausschreibungen gesetzt werden. 1 Rahmenbedingungen Die Abfallwirtschaft ist einer der sieben Sektoren des Bundesklimaschutzgesetzes (KSG), in einer Gesamtbetrachtung ist die Abfallwirtschaft allerdings faktisch auch in den übrigen sechs Sektoren Energiewirtschaft (z.B. MVA), Industrie (z.B. Sekundärrohstoffe), Gebäude (z.B. Verwaltungsgebäude), Verkehr (z.B. Entsorgungsfahrzeuge) und Landwirtschaft (z.B. Kompost) zu verorten. Ähnlich verhält es sich beim Thema Klimaschutz durch Entsorgungsvergaben, versteht man die Entsorgungsvergabe als eine solche Vergabe, die sämtliche für den Betrieb der Abfallwirtschaft notwendigen Ausschreibungen mitumfasst. In ihrem Kernbereich – der eigentlichen Entsorgung – hat die Abfallwirtschaft bereits einen beachtlichen Beitrag zur Gesamtentlastung Deutschlands beigetragen. Der Hauptanteil entfällt insoweit auf die klimarelevante Beendigung der Ablagerung unbehandelter Siedlungsabfälle seit 2005. Aber auch nach dem infolge des BVerfG-Beschlusses angepassten Klimaschutzgesetz ist nicht nur insgesamt, sondern auch für die Abfallwirtschaft ein weiter Weg zur Klimaneutralität zu beschreiten, die nunmehr 2045 durch eine kontinuierliche Absenkung der jährlichen CO2-Mengen erreicht werden soll. Dabei müsste rechnerisch für eine Erreichung der Reduktionsziele bis 2030 die Abfallwirtschaft, die ca. 7,6 % der Emissionen im Energiesektor verursacht, ca. Frank Wenzel 20 20 Mio. t CO2-Äquivalente bereits um ca. 60 % absenken (vgl. BT-Drs. 19/18606, S. 9 ff. mit Berechnungen auf der Basis von 2018). Dies gelingt mutmaßlich nur durch eine deutliche Ausweitung des (stofflichen) Recyclings. Das KSG enthält darüber hinaus in § 13 Abs. 1 Satz 1 ein „Berücksichtigungsgebot“, demnach „die Träger öffentlicher Aufgaben bei ihren Planungen und Entscheidungen den Zweck dieses Gesetzes und die zu seiner Erfüllung festgelegten Ziele zu berücksichtigen“ haben. Ferner finden sich in Satz 3 sowie in den Absätzen 2 und 3 der Vorschrift ausdrückliche Vergabe-Vorschriften, die jedoch allein für den Bund gelten. Ebenso erwähnt sei die Allgemeine Verwaltungsvorschrift zur Beschaffung klimafreundlicher Leistungen (AVV Klima), die die Bundesregierung am 15.09.2021 beschlossen hat und zum 01.01.2022 in Kraft trat, jedoch entsprechend nur für Beschaffungen des Bundes gilt und damit für örE und kommunale Entsorger ohne rechtliche Bindungswirkung ist. Insbesondere wegen des Wortlautes („Beschaffung auf Bundesebene“) und der in § 13 Abs. 1 Satz 2 KSG aufgenommenen Klarstellung zu den Kompetenzen bleibt fraglich, ob das KSG darüber hinaus unmittelbaren Einfluss auf das Vergaberecht im Übrigen hat. Entsprechendes dürfte für die Beantwortung der Frage gelten, ob aus dem Klimaschutz-Beschluss des BVerfG vom 24.03.2021 (1 BvR 2656/18) unmittelbare Verpflichtungen auch für das Vergaberecht im Allgemeinen und die Ausschreibung kommunaler Bioabfälle im Besonderen abzuleiten sind, da es – anders als das KSG – nicht die übergeordneten Reduktionsziele selbst bestimmt, sondern lediglich ein mögliches Mittel zur Erreichung von Klimaschutzzielen – durch die öffentliche Beschaffung und Auftragsvergabe – reguliert. Im Folgenden soll praxisnah aufgezeigt werden, wie gleichwohl kommunale Entsorger im Rahmen ihrer Ausschreibung von Bioabfällen Beiträge zum Klimaschutz leisten können. Im Fokus steht dabei das Vergaberecht der sog. „Oberschwellen“-Vergaben, also derjenigen, die einen Auftragswert von 215.000 Euro (Dienstleistungen) bzw. 5,382 Mio. Euro (Bauvergaben) übersteigen und daher Gegenstand des europäisch geprägten Vergaberechts sind. Für die sog. „Unterschwellen“-Vergaben sind im Wesentlichen Landesregelungen von Bedeutung. Hier bestehen erhebliche Unterschiede, z.T. mit ausdrücklichen Verpflichtungen zur Berücksichtigung ökologischer Kriterien bei Vergaben und ausführlichen Verwaltungsvorschriften zur Umsetzung, aber auch mit zurückhaltenderen Regelungen, die eine solche Berücksichtigung lediglich für gewünscht oder erlaubt halten. Klimaschutz durch Entsorgungsvergaben 21 Klimaschutz kann dabei auf folgenden Ebenen des Vergaberechts realisiert werden: beim Beschaffungsbedarf (2.), bei der fachlichen Eignung (3.), der Ausgestaltung der Leistungsbeschreibungen (4.), den Zuschlagskriterien (5.) und der Ausgestaltung des Verfahrens (6.) 2 Beschaffungsbedarf Am klimafreundlichsten ist regelmäßig die Beschaffung, die gar nicht erst getätigt wird. Durchaus ein Beitrag zum Klimaschutz liegt also vergaberechtlich in der Beantwortung der Frage nach dem Beschaffungsbedarf, also ob es tatsächlich überhaupt der Beschaffung in der kommunalen (oder privaten) Entsorgungswirtschaft, z.B. zusätzlicher (ressourcenintensiver) Fahrzeuge oder sonstiger Betriebsmittel bedarf. Muss ein Beschaffungsbedarf bejaht werden, lassen sich Beschaffungen möglicherweise dadurch reduzieren, dass Leistungsgegenstände z.B. im Wege gemeinsamer Beschaffung bzw. interkommunaler Kooperation geteilt und die Nutzungen wirtschaftlich optimiert werden. Bei der Produktion der beschafften Mittel bzw. zur Leistungserbringung notwendiger Betriebsmittel kommt die unmittelbare klimaschutzrelevante Lenkungswirkung des Abfallund Vergaberechts allerdings an ihre Grenzen. Hier wird künftig das Stoffrecht eine noch größere Bedeutung erlangen, damit Produkte möglichst klimaschonend hergestellt werden bzw. aus entsprechenden Materialien bestehen. Mit dem Ziel der CO2-armen Herstellung von Produkten kann die Abfallwirtschaft andererseits für die angestrebte „circular economy“ durch die Bereitstellung von Sekundärrohstoffen einen eigenen Beitrag zum Klimaschutz leisten. Mit der Reduktion bzw. Substitution primärer Rohstoffe lassen sich nicht nur bis zu 50 % der fossilen CO2-Emissionen einsparen, sondern auch Flächenverbrauch und Abhängigkeiten von Rohstoffimporten reduzieren; Letzteres hat durch den Ukraine-Krieg noch einmal an Bedeutung gewonnen. 3 Fachliche Eignung der Bieter Alle Vergaberegime gestatten es, die Anforderungen an die fachlichen Fähigkeiten der Bieter auch nach Umweltstandards zu definieren, so z.B. nach § 46 VgV in Form von Studienund Ausbildungsnachweisen oder durch die Angabe der Umweltmanagementmaßnahmen des Bieters. Die Eignungsanforderungen korrespondieren dabei mit dem Auftragsgegenstand. Je stärker in der Leistungsbeschreibung und den Vertragsbedingungen der Klimaschutz im Fokus steht, umso leichter lässt es sich rechtfertigen, dafür auch konkrete Qualifikationen oder Referenzen der Bieter zu fordern. Entsprechend liegt keine ungerechtfertigte Diskriminierung, sondern eine zulässige Bevorzugung betr. Unternehmen vor. Die Anforderungen an die fachliche Eignung können dabei entweder Frank Wenzel 22 als Mindestanforderung formuliert werden oder dienen als Instrument, mit dem Bieter Zusatzpunkte sammeln können (sog. „Mehr an Eignung“), was allerdings nicht bei sämtlichen Vergabeverfahren zulässig ist. 4 Ausgestaltung der Leistungsbeschreibungen Da die Langlebigkeit von Produkten die Notwendigkeit ihrer Neubeschaffung (und damit den neuerlichen Ressourcenverbrauch) hinausschiebt, sind entsprechende Qualitätsanforderungen im Rahmen der Leistungsbeschreibung ebenfalls klimarelevant. Entsprechendes gilt für die Reparaturfähigkeit der Produkte bzw. Betriebsmittel. Für die beschafften Produkte selbst ist bei ihrer Erzeugung der Energieund Ressourcenverbrauch unter Klimaschutzaspekten wichtig. Dem öffentlichen Auftraggeber steht es hier im Rahmen der Leistungsbeschreibung bzw. -anforderungen frei, entsprechende Vorgaben zu formulieren. Der Einsatz von ressourcenschonenden Recyclingstoffen – ihrerseits Produkt einer gelungenen Kreislaufwirtschaft – ist in einigen Bereichen bereits eine seit langem geübte Praxis (z.B. Recyclingpapier). Zwei wichtige Begrenzungen sind auftraggeberseitig gleichwohl zu beachten: der Transparenzgrundsatz und die Produktneutralität. Transparenz bedeutet vergaberechtlich, dass für die Bieter klar, verständlich und nachprüfbar sein muss, welche Anforderungen an die Produkte bzw. Leistungen gestellt werden. Dabei sind für den Klimaschutz ggf. auch Anforderungen an Prüfzeichen, Umweltoder energetische Eigenschaften zu berücksichtigen (vgl. z.B. §§ 34, 67 VgV). Der Grundsatz der Produktneutralität verbietet es, ein bestimmtes Produkt bzw. eine bestimmte Produktionsoder Arbeitsweise vorzuschreiben. Deren Auswahl soll den Bietern überlassen sein, andernfalls liegt regelmäßig ein Vergabeverstoß vor. Eine gewisse „Produktprivilegierung“ schreibt mittlerweile § 45 Abs. 2 KrWG vor, der den Bund und nachgeordnete Stellen verpflichtet, ökologisch nachhaltigen Produkten und Leistungen den Vorzug zu geben – allerdings unter mehreren Vorbehalten, so dass die Praxisrelevanz der Neuregelung abzuwarten bleibt. Darüber hinaus gibt es die – je nach Landesrecht z.T. sogar ausdrücklich verpflichtende – Vorgabe zum Ausschluss bestimmter umweltbzw. klimaschädlicher Produkte (vgl. z.B. die Ausführungen in der VwVBU Berlin). Eine Sonderregelung findet sich sodann im Gesetz über die Beschaffung sauberer Straßenfahrzeuge (SaubFahrzeugBeschG) vom 09.06.2021, mit dem die Clean Vehicle Directive der EU in deutsches Recht umgesetzt worden ist. Dieses verpflichtet öffentliche Auftraggeber bei der Beschaffung bestimmter Straßenfahrzeuge und Dienstleistungen im Oberschwellenbereich. Für den Bereich der Entsorgung gilt es sowohl für die Beschaffung von Entsorgungsfahrzeugen Klimaschutz durch Entsorgungsvergaben 23 als auch für Entsorgungsdienstleistungen, hier allerdings ausdrücklich für die „Abholung von Siedlungsabfällen“. Dies bedeutet, dass zwar die Sammlungsleistung erfasst ist, nicht aber die Transportleistung im Rahmen der weiteren Entsorgung. Eine Umsetzung der Vorgaben erfolgt dann durch entsprechende Vorgaben in der Leistungsbeschreibung oder in den Zuschlagskriterien. 5 Ausgestaltung der Zuschlagskriterien Alle Vergaberegime regeln, dass das „wirtschaftlichste“ Angebot den Zuschlag erhalten soll, wobei dieses nicht unbedingt das „billigste“ sein muss (vgl. z.B. § 58 VgV). Umweltbezogene Wertungskriterien sind dabei bereits seit Langem rechtlich grundsätzlich zulässig. In der Praxis fällt ihre Anwendung allerdings regelmäßig einer ausschließlichen Beschränkung auf den Preis zum Opfer. Wenn man ökologische bzw. klimaschutzrelevante Kriterien in der Wertung berücksichtigen möchte, dann müssen diese nach dem auch hier geltenden Transparenzgrundsatz benannt und den Bietern auch mitgeteilt werden, wie man sie – insbesonders im Verhältnis zum Preis – berücksichtigt. Dies geschieht durch eine entsprechende Zuschlagsmatrix. Selbst bei einer ausschließlichen Beschränkung auf den Preis ist eine Berücksichtigung von Klimaaspekten möglich – und schon aus rein wirtschaftlichen Erwägungen häufig vorteilhaft: Der seit Längerem im Vergaberecht verankerte Ansatz der Lebenszykluskosten (vgl. §§ 31, 59, 67 VgV) nimmt zum Beispiel auch weitere Kosten von Entsorgungsfahrzeugen oder sonstigen Geräten oder Anlagen in den Blick. Aber auch weitere Wertungskriterien – z.B. die Hochwertigkeit der Verwertung – können durch eine entsprechende Matrix Berücksichtigung finden. Für die Zukunft stellt sich die Frage, ob die Berücksichtigung von klimarelevanten Wertungskriterien nicht nur möglich, sondern sogar (zwingend) geboten sein muss. Hierfür fehlt es – wie eingangs ausgeführt – bislang an einer entsprechenden gesetzlichen Grundlage, die bislang auch die Auswahl der Wertungskriterien grundsätzlich in das freie Organisationsermessen des öffentlichen Auftraggebers stellt. Wie der Klimaschutz-Beschluss des BVerfG aufgezeigt hat, kann aber auch einfaches Recht unter verfassungsrechtlichen Aspekten unzureichend und damit unwirksam sein. Anders als das Klimaschutzgesetz ist das (sich in mehrere Gesetze und Verordnung aufspaltende) Vergaberecht allerdings nicht mit dem Hauptfokus des Klimaschutzes, sondern der rechtmäßigen Vergabe. Frank Wenzel 24 6 Ausgestaltung des Verfahrens Das Vergaberecht regelt unterschiedliche Verfahrensarten (öffentliche Ausschreibung, beschränkte Ausschreibung, Verhandlungsvergabe u.a.). Für die jew. Verfahrensarten gelten unterschiedliche Anforderungen, im Übrigen bestehen jedoch relativ große Gestaltungsspielräume. Diese lassen sich insbesondere für die Einschaltung fachkundiger Dritter, aber auch für die einzelnen Verfahrensschritte nutzbar machen. Dabei kann von den Bietern sowohl für ihr schriftliches Angebot als auch ggf. für die mündliche Vorstellung ihres Projekts die Vorgabe gemacht werden, auf klimaschutzrelevante Aspekte näher einzugehen (z.B. durch Vorlage Konzept, wie die Erreichung von Klimaschutzzielen bei der Leistungserbringung optimiert werden kann). Für die Ausgestaltung des Verfahrens bedeutet die Aufnahme von Klimaschutzaspekten aber auch, dass die Verfahren inhaltlich und zeitlich umfangreicher werden, so dass sich eine entsprechend frühere Einleitung eines Verfahrens (d.h. eher mehr als 12 Monate vor Leistungsbeginn) empfiehlt. Mit Blick auf die aktuellen wirtschaftlichen Entwicklungen infolge der Pandemie und des Ukraine-Krieges und die einhergehenden längeren Lieferzeiten für Beschaffungsgegenstände bzw. die zur Entsorgungsdienstleistung notwendigen Betriebsmittel (wie insbesonders Fahrzeuge) ist eine noch zeitigere Ingangsetzung von Vergabeverfahren angezeigt. Da die Umsetzung des Klimaschutzes zugleich drängt, stellt sich die Frage der Privilegierung bzw. Beschleunigung von diesbezüglichen Verfahren. Bislang gibt es hierzu keine ausdrückliche Regelung zugunsten des Klimaschutzes, so dass entsprechende Kürzungen von Fristen oder Beschränkung von Bietern nur nach Maßgabe der allgemeinen Regelungen gerechtfertigt sind. Das hindert aber nicht den örE bzw. kommunalen Entsorger als öffentlichen Auftraggeber, unter dem Aspekt des Klimaschutzes eine Priorisierung seiner Aufgaben vorzunehmen und zunächst Ausschreibungen von Leistungen anzuschieben, die hier besondere Potenziale bergen. Dies gilt insbesonders für Maßnahmen der Stärkung des Recyclings, der Deponiebelüftung und -entgasung sowie der fahrzeug-, anlageund sonstigen betriebsmittelbedingten Emissionsminderung – bzw. in der Kategorie der Stoffströme: insbesonders für die Restabfallund die Bioabfallfraktion! Kontakt Dr. Frank Wenzel, Rechtsanwalt, Fachanwalt für Vergaberecht und Partner [GGSC] Partnerschaft von Rechtsanwälten mbB  +49 (0)30.72610260 |  [email protected] |  www.ggsc.de 25 Yvonne Wittig Die Herausforderungen durch Verpackungsabfälle Vor mehr als 30 Jahren, im Jahr 1991, entwickelte der damalige Umweltminister Prof. Dr. Klaus Töpfer ein neues Modell der Entsorgung. Die Verpackungsverordnung von 1991 regelte erstmals eine zweite duale Entsorgungsschiene für die Verpackungen des privaten Verbrauchers neben der öffentlichen Entsorgung durch die Kommunen. Mit dieser Verordnung sollten das damalige Entsorgungsproblem und das Recycling von Verpackungen durch die Wirtschaft selbst gelöst werden. Zu den Hintergründen gehörten insbesondere die knappen Beseitigungskapazitäten der Kommunen. Was regelte die Verpackungsverordnung beziehungsweise was regelt heute das Verpackungsgesetz? Die Produktverantwortung bzw. die Herstellerverantwortung (i.S.d.G.) und damit einhergehend die Rücknahme und die Verwertung von Verpackungen, die beim privaten Endverbraucher anfallen. Kurz: die kostenfreie Entsorgung der gelben Tonne/des gelben Sackes, der blauen Tonne (in Mitbenutzung) und die kostenfreie Glasentsorgung über das Iglu-System. Die Verpackungsverordnung musste sich im Laufe der Jahre mehreren Novellierungen unterziehen. Erst im Jahr 1994 wurde die Richtlinie 94/62/IG des europäischen Parlamentes und des europäischen Rates über Verpackungen und Verpackungsabfälle veröffentlicht. Damit galt eine einheitliche Rechtsauffassung für die Entsorgung von Verpackungen in Europa, zudem wurden einheitliche Verwertungsziele festgelegt. Im Zuge der Verpackungsverordnung wurde im Jahr 2003 die Pfandpflicht eingeführt. Leif-Alexander Garbe 32 ten und für die Humanernährung nutzbar zu machen. Sechs Unternehmen aus Mecklenburg-Vorpommern, die aus ganz unterschiedlichen Branchen stammen – von der Brauerei über Maschinenbauer und IT-Unternehmen bis hin zu Lebensmittelbetrieben wie Die Rostocker oder Lunch Vegaz/Planet V – sind am BMBF geförderten Projekt beteiligt und wollen bis 2025 zusammen mit der ZELT gGmbH aus Neubrandenburg, der Hochschule Neubrandenburg und der Justus-Liebig-Universität Gießen ein innovatives Herstellungsverfahren für die Gewinnung von Pilzproteinen durch die biotechnologische Verwertung des Brauerei-Reststoffstroms Biertreber realisieren. Wenn Bier gebraut wird, fällt kontinuierlich und in großen Mengen Biertreber an, der bisher als Futtermittel genutzt wird. Aus diesem Biertreber sollen proteinreiche Lebensmittel entstehen, indem der Nebenstrom als Wachstumssubtrat für Pilzkulturen (Basidiomyceten) eingesetzt wird. Dabei handelt es sich um bekannte Speisepilze wie beispielsweise der Kräuterseitling. Die Kultivierung erfolgt in einem mit Wasser befülltem Fermenter und nach der Separation der kultivierten Pilzmyzelien von der Flüssigkeit wird das Myzel aufgearbeitet und ein hochwertiges Pilzprotein extrahiert. Dieses Pilzprotein bildet die Grundlage für die Herstellung veganer und proteinreicher Lebensmittel. Abbildung 1 verdeutlicht den dreistufigen Prozess im Projekt. Im up-stream wird der Treber zu Pilzmycel umgesetzt (Malt2Fungi), im zweiten Schritt erfolgt der down-stream und die Gewinnung des Pilz-Proteins (Fungi2Protein) und schließlich werden neue Lebensmittelprodukte hergestellt, getestet und für den Vertrieb vorbereitet (Protein2Product). Das ganze Verfahren wird durch einen neuartigen, vollkommen digitalisierten Prozess begleitet. Abb. 1: Schematischer Ablauf der Pilz-Proteingewinnung aus Brauerei-Reststoffstom Biertreber Wenn man sich mit der Verwertung von Nebenströmen beschäftigt, entwickelt man unweigerlich den Anspruch, keinen zusätzlichen Abfall zu erzeugen oder zumindest für den, der anfällt, eine sinnvolle Verwertungsmöglichkeit zu finden. Malt2Fungi Fungi2Protein Protein2Product DigitaleÜberwachung,SteuerungundQualitätssicherung Alternative Proteine aus neuen Reststoffströmen (Störtebeker Braumanufaktur) 33 Deshalb sollen innerhalb des Vorhabens alle im Prozess entstehenden Nebenströme hinsichtlich ihrer Verwertung geprüft werden. Es lässt sich zusammenfassen, dass es die erstmalige Anwendung des Verfahrens in einem industriellen Maßstab und auch die erstmalige Extraktion dieses speziellen Pilzproteins ist. Auch die Herstellungsbedingungen dieses Proteins haben gegenüber anderen pflanzlichen Proteinen zwei entscheidende Vorteile: Es wird weniger Fläche benötigt (weil in die Höhe, statt in die Breite gebaut wird) und zudem auch weniger Zeit. Innerhalb von nur 8-10 Tagen wird die gleiche Menge an Protein produziert, für die man ansonsten ein ganzes Jahr benötigt5. Kontakt Prof. Dr. rer. nat. habil. Leif-Alexander Garbe Hochschule Neubrandenburg/ZELT gGmbH  [email protected] 5 Unveröffentlichte Daten – Projekt MaltFungiProtein 35 Tommy Ender, Stepan Kusche, Michael Nelles Klärschlammverwertung mittels hydrothermaler Karbonisierung (HTC) Zusammenfassung: Die Hydrothermale Karbonisierung (HTC) ist eine vielversprechende Alternative zur weit verbreiteten thermischen Klärschlammverwertung. Im Gegensatz zur thermischen Verwertung via Verbrennung oder Pyrolyse bedarf es bei der HTC keiner Trocknung des Klärschlamms. Der mechanisch entwässerte Klärschlamm kann direkt der HTC zugeführt werden. Allerdings konnte sich die Technologie bisher (Stand 2021) noch nicht als thermisches Verwertungsverfahren für Klärschlämme durchsetzen und ist derzeit noch kein anerkannter Stand der Technik. Die HTC-Technologie könnte aber vor allem in der Klärschlammverwertung zukünftig an Relevanz gewinnen. Durch die gemeinsame Forschung der Universität Rostock mit dem Unternehmen HTCycle AG und der dadurch engen Verzahnung von Wissenschaft und Praxis, wird ein wertvoller Beitrag zur Weiterentwicklung dieses bedeutsamen Themenkomplexes geleistet. 1 Einleitung Klärschlämme sind nach AbfKlärV, 2017 Abfälle aus der abgeschlossenen Behandlung von Abwasser in Abwasserbehandlungsanlagen. Sie fallen neben dem gereinigten Wasser als Sekundärprodukt an. Für das Jahr 2020 gibt das Statistische Bundesamt eine Klärschlammmenge von 1.740.556 t TM an. Diese müssen behandelt und entsorgt werden. Da der Klärschlamm Nährstoffe, wie z.B. Phosphor enthält, ist eine weitergehende Nutzung dieses Abfallstoffes wichtig. Die Verwertung in der Landwirtschaft und im Landbau war eine weitverbreitete Methode, um Klärschlämme zu entsorgen. Sofern sie nur geringe Schadstoffbelastungen aufwiesen, konnten sie dank ihres relativ hohen Stickstoffund Phosphorgehalts als Dünger eingesetzt werden. Der Trend zur Entsorgung von Klärschlämmen geht inzwischen in Richtung der thermischen Entsorgung. 2020 wurden 1.334.994 t TM thermisch verwertet. Dies entspricht etwa 77 % des Gesamtklärschlammaufkommens. Die bodenund landschaftsbauliche Verwertung rückt damit immer mehr in den Hintergrund. Schon im Koalitionsvertrag von 2013 postulierte man das Ende der landwirtschaftlichen Klärschlammverwertung. Dafür sollten Phosphor und andere Nährstoffe aus dem Klärschlamm zurückgewonnen werden [DWA, 2015]. Eine zum 01.01.2015 abgelaufene Übergangsfrist für Schwermetallgrenzwerte in Klärschlämmen erschwerte die bodenbezogene Verwertung. Mit der Novellierung der Klärschlammverordnung im Jahr 2017 [AbfKlärV 2017] wurde die Rückgewinnung von Nährstoffen wie Phosphor forciert. Dies wirkt sich insbesondere auf die bodenbezogene Verwertung der anfallenden kommunalen Klärschlämme aus. Bis zum 31.12.2023 hat der Klärschlammerzeuger der zuständigen Behörde ein Konzept zur Phosphorrückgewinnung vorzulegen. In Deutschland ist ab 2029 eine bodenbezogene Verwertung des Klärschlamms für Kläranlagen > 100.000 EW nicht mehr erlaubt, ab 2031 ebenso für Kläranlagen > 50.000 EW. Der Kläranlagenbetreiber muss den Tommy Ender, Stepan Kusche, Michael Nelles 36 Phosphor aus dem Klärschlamm rückgewinnen, wahlweise durch die Abgabe an die Monoverbrennung oder Mitverbrennung mit anschließender P-Rückgewinnung aus der Asche bzw. kohlehaltigem Rückstand oder einer Rückgewinnung aus Klärschlamm durch Reduzierung des P-Gehalts um mindestens 50 % oder auf < 20 g P/kg TM. Der dann anfallende Klärschlamm könnte in der Mitverbrennung (z. B. Zementwerk, Kraftwerk, Abfallverbrennung) thermisch verwertet werden [AbfKlärV, 2017], [MIX-SPAGL, 2017]. Gerade im ländlichen Raum, welcher von einer bodenbezogenen Klärschlammverwertung profitiert hatte, wurde und wird die Verwertung von Klärschlämmen zusehends schwieriger [LANGENOHL, 2015], [VKU, 2015]. Diese Problematik beschäftigt die Kommunen, politische Entscheidungsträger sowie die Entsorgungswirtschaft. Aktuell sind vor allem für kleine Kommunen keine Lösungen in Sicht. Große Städte streben dagegen eine Klärschlammmonoverbrennung an. Kleine und mittelständische Kommunen, die nicht über derartige Möglichkeiten verfügen, sind gezwungen, alternative Lösungen zu finden. 2 Alternative Klärschlammverwertung via Hydrothermaler Karbonisierung (HTC) Die Hydrothermale Karbonisierung (HTC) stellt eine vielversprechende Alternative zur Verwertung von Klärschlämmen dar. Das Verfahren ist ein thermochemischer Konversionsprozess, der allotherm abläuft. Der Umwandlungsprozess erfordert Wärme für die Reaktion [Baerns et al., 2013]. Feuchte Abfälle und Biomassen werden durch die HTC in ein braunkohleähnliches Biomassekarbonisat (auch HTC-Kohle genannt) umgewandelt. Im Gegensatz zu den bekannten thermo-chemischen Konversionsverfahren wie Verbrennung und Pyrolyse sind hydrothermale Verfahren für besonders feuchte, wässrige Biomassen und Abfälle, wie eben Klärschlamm geeignet. Wasser ist bei der HTC-Reaktion das umgebende Medium, Reaktionspartner und Lösemittel [KRUSE ET AL., 2013]. Der Klärschlamm wird unter milden Temperaturen (180 °C - 280 °C) und Drücken unterhalb des Sättigungsdampfdrucks in mehreren parallel oder seriell ablaufenden chemischen Reaktionsmechanismen umgewandelt [REZA ET AL., 2014]. Die nachfolgende Abbildung 1 stellt die Reaktionspfade der Inkohlung während der HTC vereinfacht dar. Der rechte Pfad der „Feststoff-zu-Feststoff-Umwandlung“ läuft vornehmlich bei ligninhaltiger Biomasse ab [KRUSE ET AL., 2016] Klärschlämme werden im Gegensatz dazu vor allem über den linken Pfad der Zersetzung und Polymerisation zu HTC-Kohle umgewandelt. Es entstehen viele Zwischenund Endprodukte. Die polymeren Substrate (Kohlenhydrate) werden durch eine Hydrolyse zuerst in einfachere Bestandteile (Diund Monosaccharide) abgebaut. Bei der Hydrolyse von Cellulose entsteht Glukose. Lignin wird dagegen zu Phenol umgewandelt [KRUSE ET AL., 2013]. Im weiteren Verlauf des HTC-Prozesses entstehen diverse Plattformchemikalien wie 5-HMF, Furfural oder Lävulinsäure. Weiterhin finden bei bestimmten Reaktionstemperaturen Klärschlammverwertung mittels hydrothermaler Karbonisierung (HTC) 37 und Reaktionszeiten Maillard-Reaktionen statt, die zur Kohlebildung beitragen [DJANDJA ET AL., 2021]. Die entscheidende Reaktion, welche zur Bildung der HTC-Kohle beträgt, ist eine Aldol-Kondensation [SHI ET AL., 2019]. Als Ergebnis des HTC-Prozesses entsteht ein HTC-Kohleschlamm. Abb. 1: Reaktionspfade der HTC [verändert nach KRUSE ET AL., 2016] Die Hydrothermale Karbonisierung (HTC) bietet ein großes Potenzial zur Verwertung feuchter Biomassen und könnte zukünftig insbesondere bei der dezentralen Klärschlammverwertung einen wichtigen Beitrag leisten. Im Gegensatz zur thermischen Verwertung via Verbrennung oder Pyrolyse bedarf es bei der HTC keiner Trocknung des Klärschlamms. Der mechanisch entwässerte Klärschlamm (25 % TS) kann direkt der HTC zugeführt werden. In der Praxis konnte sich die Technologie bisher (Stand 2021) noch nicht als thermisches Verwertungsverfahren für Klärschlämme durchsetzen und ist derzeit noch kein anerkannter Stand der Technik. 3 Das HTCycle-Konzept zur Klärschlammverwertung und Nährstoff rückgewinnung Die HTCycle AG mit Sitz in Relzow, Mecklenburg-Vorpommern forscht an diesem Thema. HTCycle beschäftigt sich seit Gründung 2009 mit dem Verfahren der Hydrothermalen Karbonisierung für einen genehmigungskonformen industriellen Batchbetrieb. Ziel ist es, die Untersuchungen von Anfang an im größeren Maßstab durchführen zu können. Dazu konzipierte HTCycle 2009 eine Pilotanlage im halbtechnischen Maßstab mit einem Reaktorvolumen von 335 Litern und ein Jahr später als Scale-up eine industrielle Demonstrationsanlage mit einem Reaktorvolumen von 14.400 Litern. Auf diesen Anlagen werden die Vorversuche Tommy Ender, Stepan Kusche, Michael Nelles 38 zu Projektstudien und mit deren technischen Daten die Großversuche zur Produktion von größeren Kohlemengen durchgeführt. Das Unternehmen kooperiert mit der Universität Rostock, Professur Abfallund Stoffstromwirtschaft im Bereich der Klärschlammverwertung und leistet dadurch einen Beitrag zur beruflichen und wissenschaftlichen Weiterentwicklung. Derzeit läuft ein Promotionsvorhaben mit dem Praxispartner. Der HTCycle-HTCProzess ist als diskontinuierlicher Prozess (Batchverfahren) ausgelegt und besteht in seiner Kerneinheit aus einem Auflöseund Vorlagebehälter, zwei HTC-Reaktoren und mindestens einem Behälter zur Dampfdruckentspannung und Abkühlung des HTC-Kohleschlamms. In einer Fest-/Flüssigtrennung wird das Prozesswasser abgetrennt und unter anderen nachgeschalteten Prozessen zugeführt. Die HTC-Kohle wird in nachfolgenden Schritten mit Säure behandelt, um an der Kohle vorhandene ortho-Phosphate abzuwaschen und diese für eine Phosphatrückgewinnung bereitzustellen. Eins der Rezyklate ist Ammoniummagnesiumphosphat (Struvit), ein weltweit eingesetzter Dünger in der Landwirtschaft. Die von Phosphor befreite HTC-Kohle wird durch eine Heißgasaktivierung in eine hochwertige Aktivkohle umgewandelt. Diese kann in der vierten Reinigungsstufe von Kläranlagen eingesetzt werden. Die in der Kohle enthaltenen, fest eingebundenen und nicht auswaschbaren Schadstoffe wie Schwermetalle erhöhen sogar den Adsorptionseffekt von Hormonen, Antibiotika und Nanopartikeln. Sobald die Aktivkohle beladen ist, kann sie aufgrund ihres Brennwertes in thermisch verwertet werden. Die nachfolgende Abb. 2 stellt das vereinfachte Klärschlammentsorgungskonzept der HTCycle AG dar: Klärschlammverwertung mittels hydrothermaler Karbonisierung (HTC) 39 Abb. 2: HTCycle-Gesamtkonzept zur Verwertung von Klärschlämmen Literatur/Quellen Baerns, M. et al. (2013): Technische Chemie. Zweite Auflage. Wiley-VCH Verlag, Weinheim. Djandja, O. S. et al. (2021): From wastewater treatment to resources recovery through hydrothermal treatments of municipal sewage sludge: A critical review. Process Safety and Environmental Protection, 151, 101–127. https://doi.org/10.1016/j. psep.2021.05.006 DWA - Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall e.V. (2015): DWA Positionen – Positionen zur Klärschlammentsorgung. Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall e.V. (DWA). Hennef. Klärschlammverordnung (AbfKlärV) vom 27. September 2017 (BGBl. I S. 3465), die zuletzt durch Artikel 137 der Verordnung vom 19. Juni 2020 (BGBl. I S. 1328) geändert worden ist Kruse, A. et al. (2013): Hydrothermal conversion of biomass to fuels and energetic materials. Current Opinion in Chemical Biology, Volume 17, Issue 3, 2013, 515521. https://doi.org/10.1016/j.cbpa.2013.05.004 Kruse, A. et al. (2016): Fate of Nitrogen during Hydrothermal Carbonization. Energy Fuels 2016, 30, 10, 8037–8042. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.6b01312 Langenohl, T. (2015): Auswirkungen der sich verändernden Rahmenbedingungen auf die Entsorgungssicherheit für Klärschlamm. Korrespondenz Abwasser, Abfall. Ausgabe Nr. 3/2015. S. 249. https://doi.org/10.3242/kae2015.03.004 Mix-Spagl, K. (2017): Die neue Klärschlammverordnung – Was müssen Betreiber beachten? Wwt-Online.de – Special Klärschlamm – Recht & Gesetz, 2017, 10, 15-17. HTC‐Reaktor Entwässerung Klärschlamm 25%TS AnMBR Biogas InerterCSB NH4‐N P HPNF CSB,P AMS Ammonium‐ sulphat Ablauf Leaching HTC‐Kohle Fest‐/ Flüssigtrennung Aktivierung P‐Kristallisation Ammonium‐ Magnesium‐ Phosphat Aktivkohle Tommy Ender, Stepan Kusche, Michael Nelles 40 Reza, M. T. et al. (2014): Behavior of selected hydrolyzed and dehydrated products during hydrothermal carbonization of biomass. Bioresour. Technol. 169, 352–361. https://doi.org/10.1016/j.biortech.2014.07.010 Shi, N. et al. (2019): Molecular Structure and Formation Mechanism of Hydrochar from Hydrothermal Carbonization of Carbohydrates. Energy Fuels 2019, 33, 10, 9904– 9915. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b02174 VKU – Verband Kommunaler Unternehmen e.V. (2015): VKU-Umfrage Klärschlamm und Phosphorrückgewinnung. http://www.vku.de/wasser/umwelt/klaerschlamm/ vku-umfrage-klaerschlamm-und-phosphorrueckgewinnung.html. Zuletzt abgerufen am 17.02.2015 Kontakt M.Sc. Tommy Ender Universität Rostock Agrarund Umweltwissenschaftliche Fakultät Professur Abfallund Stoffstromwirtschaft Justus-von-Liebig-Weg 6, 18059 Rostock  +49(0)381.498-3417 |  [email protected] Dipl.-Ing. Stepan Kusche HTCycle AG Libnower Landstraße 1-3, 17390 Murchin Prof. Dr. mont. Michael Nelles Universität Rostock Agrarund Umweltwissenschaftliche Fakultät Professur Abfallund Stoffstromwirtschaft Justus-von-Liebig-Weg 6, 18059 Rostock und Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige gGmbH (DBFZ), Leipzig 41 Rainer Wiedenbröker Steigerung der Energieeffizienz durch Wärmenutzung zur Klärschlammtrocknung Zusammenfassung: Die Ergebnisse der R1-Energieeffizienzberechnung zeigen, dass die Anlagenpotentiale der Der ALBA TAV Betriebs GmbH (TAV) derzeitig nicht optimal genutzt werden. Mit einem maximalen R1-Energieeffizienzfaktor von 0,44 ist eine politische Besserstellung, bezüglich des Anlagenstatus einer thermischen Verwertungsanlage, nicht möglich. Dennoch bietet die TAV durch die Möglichkeit einer Wärmeauskopplung das nötige Potential, um einen R1-Energieeffizienzwert von mindestens 0,6 zu erlangen. Der derzeitige Betriebszustand der TAV, als Stromlieferant für das Nahversorgungsnetz, ist bedingt durch die infrastrukturelle Entwicklung des Industriegebietes Stüdekoppel in Ludwigslust. Es liegt keine Infrastruktur in Form eines Fernwärmeoder Prozessdampfnetzes vor. Im Zuge einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung wurden drei mögliche Szenarien zur Auskopplung von Wärme miteinander verglichen. Das Ergebnis dieser Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ist, dass sich keine der betrachteten Wärmeauskopplungsvarianten als unwirtschaftlich darstellt. Die zum Erreichen des R1-Energieeffizienzkriteriums nötige Dampfmenge von 6 t/h kann auf verschiedene Weise von der TAV zur Verfügung gestellt werden. Sowohl eine reine HD-Dampfauskopplung, mit einer maximalen Dampfentnahme von 8,4 t/h, als auch eine kombinierte Dampfauskopplung von Frischdampf und HD-Dampf, mit einer maximalen Dampfentnahme von 11,6 t/h wären technisch umsetzbar. Mit der Umsetzung einer geplanten Klärschlamm-Trocknungsanlage am Standort der TAV in Ludwigslust werden kommunale Klärschlämme klimaneutral durch den Einsatz der Wärme, die in unserer thermischen Abfallwertungsanlage bei der thermischen Verwertung von Abfällen entsteht, getrocknet. Mit der Errichtung und dem Betrieb der Klärschlammtrocknungsanlage wird die bisher ungenutzte Abwärme für dringend benötigte Kapazitäten zur Trocknung von Klärschlamm genutzt und damit die Energieeffizienz der TAV derart erhöht, dass das R1-Kriterium erreicht wird. Darüber hinaus werden durch die Trocknung regionaler Klärschlämme am Standort der TAV Ludwigslust CO2-Einsparungen, aufgrund der Reduzierung von Transportaufwand und durch die Nutzung des Trockensubstrates zur Erzeugung von thermischer Energie in Klärschlammmonoverbrennungsanlagen erzielt. Durch das Recycling von Klärschlämmen werden fossile Ressourcen eingespart, wobei das energetische Potenzial von Abfall mit hohem Wirkungsgrad genutzt und eine echte Kreislaufwirtschaft umgesetzt wird. Rainer Wiedenbröker 48 Das Ergebnis der Machbarkeitsstudie zeigte, dass bei einer reinen HD-Dampfauskopplung das Erreichen des R1-Energieeffizienzwertes mit geringstem finanziellem Risiko möglich ist, unter der Annahme, dass die abzugebende thermische Leistung an das Dampfnetz mindestens 4 MW und nicht mehr als 5,8 MW beträgt. Abb. 4: R1-Betrachtung der Auskopplungsvarianten Zur Erlangung des R1-Faktors wird der Bau und Betrieb einer Klärschlammtrocknungsanlage am Standort der TAV für die Trocknung von kommunalen Klärschlämmen mit einer Kapazität von 50.000 t/a Klärschlamm (TS 22-25) zur Nutzung von mindestens 32.000 MWh/a Abwärme aus der TAV favorisiert. 4 Technisches Konzept der Klärschlammtrocknung Die nachfolgenden Ausführungen zum technischen Konzept der Klärschlammtrocknung an Standort der TAV sind in gemeinsamer Arbeit mit unserem Planungsbüro BN Umwelt GmbH im Zuge der Erstellung der Genehmigungsunterlagen erstellt worden. 4.1 Trocknersystem Bei der Trocknungsanlage handelt es sich um einen 2-Band-Trockner, der in jeweils fünf 20'-Container integriert ist (2-linige Anlage). Die Container werden am Aufstellungsort mit Twistlock-Verbindern luftdicht miteinander gekoppelt. Die Anlagentechnik wird im Herstellerwerk eingebaut und die Container vor Ort zu einer Anlage montiert. Die Anlage wird derart auf querliegenden Stahlbetonstreifenfundamenten platziert, dass unterhalb der Container ein kontrollierbarer Luftraum entsteht. 4 0,65 0,52 0,58 0,71 0,6 0,52 0,58 0,6 0 0,2 0,4 0,6 0,8 HD ND FD HD‐FD R1‐Energieeffizienz R1max. R1Betrieb SteigerungderEnergieeffizienzdurchWärmenutzungzurKlärschlammtrocknung 49 Über dem Trocknercontainer befindet sich der 20-'Dosiercontainer, in dem der entwässerte Klärschlamm vereinzelt auf das Trocknungsband dosiert wird. Die automatische Zuführung zum Dosierbzw. Walzenextruder erfolgt über Vollund Leermeldesignal. Unter dem Walzenextruder befindet sich das Trocknungsband, welches mit konfektioniertem Schlamm in der gewünschten Schüttdicke (ca. 10 cm) gleichmäßig über die gesamte Breite (ca. 2 m) des Trocknerbandes befüllt wird. Dazu überstreift der bewegliche Walzenextruder stetig das Trocknungsband. Die Trocknung des Klärschlamms erfolgt durch Kontakt mit durchströmender Warmluft. Frischluft wird mittels Wärmetauscher auf bis zu 100 °C erwärmt. Als Wärmequelle für die Trocknung dient aus dem Kraftwerk ausgekoppelte Wärmeenergie, die als Warmwasser mit Vorund Rücklaufsystem zu den Wärmetauschern gepumpt wird. Über eine Ventileinheit (Pumpenund Ventiltechnik) werden die beiden Linien bedarfsgerecht mit der benötigten Wärmeenergie versorgt. Die Auskopplungseinheit im Kraftwerk kann durch verschiedene Abwärmequellen gespeist werden. Die Vorlauftemperatur beträgt 110 ºC und die Rücklauftemperatur 90 ºC. Das waagerecht laufende Trocknerband 1 transportiert das Trocknungsgut kontinuierlich oder intervallmäßig in die Vortrocknungszone. Hier durchströmt die Warmluft die Substratschicht, die dabei zunehmend getrocknet wird. Dabei erfolgt eine Kompaktierung des Materials. Am Ende des Trocknerbandes 1 fällt der angetrocknete Klärschlamm auf das Trocknerband 2 und wird in die Nachtrocknungszone transportiert. Durch den Höhenunterschied wird der angetrocknete Klärschlamm beim Fallen aufgelockert und teilweise gedreht. Dadurch entsteht wieder eine größere Materialoberfläche, was dem Trocknungsprozess dient. Zur Unterstützung der Materialauflockerung ist zusätzlich eine quer über dem Bandtrockner platzierte, sich kontinuierlich drehende Haspel angeordnet, die schonend das auf dem Band befindliche Material auflockert. In der Nachtrocknungszone und mit zunehmender Verweilzeit wird das Substrat trockener. Am Ende des Trocknerbandes hat das Produkt seine Zielendfeuchte (ca. 10 %) erreicht, fällt in die Austragsschnecke und wird aus dem Trockner gefördert. Von der Austragsschecke wird das getrocknete Produkt über weitere Förderaggregate der Output-Lagerung zugeführt. Rainer Wiedenbröker 50 Abb. 5: Funktionsweise Bandtrockner (Frey 2000) Die Wärmetauscher heizen die Trocknungsstufe auf ca. 110 °C auf. Diese durchströmt die Substratschicht, wobei sie Feuchtigkeit aufnimmt und sich abkühlt. Die Verweilzeit des Produkts in der aktiven Zone variiert zwischen 1,5-3,0 h. Fällt die Warmlufttemperatur unter einen eingestellten Sollwert, kann das Gewebeband solange stehen bleiben, bis die Warmluft wieder eine Soll-Temperatur erreicht. Sowohl die Verweilzeit als auch die Warmlufttemperaturen werden erfasst und aufgezeichnet. Diese dienen der Temperaturüberwachung und Prozesssteuerung. Die Steuerung des Prozesses erfolgt über eine speicherprogrammierbare Steuerung. Einstellparameter zur Erreichung der Endfeuchte des Produkts sind die Warmlufttemperatur, die Luftmenge, die Bandgeschwindigkeit und die Schüttdicke, die jeweils variiert werden können. Abb. 6: Fließschema Trocknersystem 4 0,65 0,52 0,58 0,71 0,6 0,52 0,58 0,6 0 0,2 0,4 0,6 0,8 HD ND FD HD‐FD R1‐Energieeffizienz R1max. R1Betrieb 5 SteigerungderEnergieeffizienzdurchWärmenutzungzurKlärschlammtrocknung 51 4.2 Abluftkonzept Die auf gefeuchtete Rohabluft wird mittels Abluftventilator aus dem Trockner gesaugt und der Abluftaufbereitungsanlage (Luftwäscher) zugeführt, um Feinstaub und Stickstoffverbindungen und damit Gerüche zu behandeln bzw. abzuscheiden. Pro Linie dienen 2 Austrittsöffnungen für die Ableitung der gereinigten Abluft in je zwei Fassungsrohrleitungen (1 pro Linie), die jeweils in einen 18 m hohen Abluftkamin abgeleitet werden. In den beiden 20'-Abluftcontainern pro Linie sind je zwei Saure Wäscher eingebaut. Ein Wäscher behandelt die Abluft aus dem Vortrocknungsband und der andere Wäscher aus dem Nachtrocknungsband. Letzteres ist kürzer als das Vortrocknungsband, so dass in der Verteilung 60/40 Abluft abgesaugt wird. Bei der Abluftbehandlungsanlage handelt es sich je Linie um einstufige Säurewäscher mit zwei Rieselkörpern in einer zwei geteilten Baureihe, um einen ausreichenden AmmoniakAbscheidegrad zur Luftreinhaltung nach Stand der Technik zu garantieren. Die mit Ammoniak und geringen Mengen Feinstaub belastete Trocknerabluft wird in den Abluftwäscher eingeleitet und durchströmt die Waschpakete in der neben der Ammoniakauch eine Staubabscheidung stattfindet. Der Saure-Wäscher wird mit 96 %iger Schwefelsäure als Wasser-SäureGemisch beaufschlagt. Dabei wird eine Lamellenwand mittels Sprühdüsen mit einer Umlaufflüssigkeit befeuchtet. Diese besteht aus Wasser, das mit Schwefelsäure auf einen vorgegebenen pH-Wert verdünnt wird. Das Reservoir befindet sich in der Wanne des Wäschers. Die Umlaufflüssigkeit wird periodisch vollständig ausgetauscht. Durch Absorption des abgeschiedenen Ammoniaks steigt der pH-Wert kontinuierlich. Beim Erreichen eines vorgegebenen pH-Wertes (Ermittlung über pH-Sonde – pH 2,5 - max. 5) wird die Lösung erneut automatisch angesäuert. Dieser Vorgang wird mehrmals wiederholt. Anschließend wird die umlaufende Flüssigkeit, bestehend aus saurem Wasser, Ammoniumsulfat und Staubpartikeln, nach Messung der Leitfähigkeit automatisch abgeschlämmt und in einen Auffangbehälter gepumpt. Bei höherer Ansäuerung < pH 2,0, schaltet die Anlage auf Störung und wird mit Frischwasser wieder verdünnt. Die Besprühung der Lamellenwand erfolgt in Intervallen, so dass die reine Betriebszeit der Pumpe ca. 15 Minuten pro Stunde beträgt. Der Vorlagebehälter wird automatisch mit Frischwasser gefüllt und mit Sensoren auf Arbeitsniveau gehalten. Nach dem Durchströmen der beiden Rieselkörper passiert die Abluft zur Reinigung von Aerosolen einen Tropfenabscheider (Demister) und wird dann gereinigt über Kamin abgeleitet. Rainer Wiedenbröker 52 Abb. 7: Darstellung Abluftbehandlung 4.3 Anlieferbunker und Siloanlage Die angelieferten kommunalen Klärschlämme werden in einem zweigeteilten Bunker angenommen. Pro Bunker steht ein Lagervolumen von ca. 250 m³ (entspr. 250 t) zur Verfügung. Die Bunker sind mit den Innenabmaßen so angeordnet, dass die Anlieferfahrzeuge direkt in die Bunker abkippen. Es bestehen drei Befüllmöglichkeiten pro Bunker (6 insgesamt). Die Bunkeröffnungen sind vollständig mit einer (dreiteiligen) Stahlblechkonstruktion abgedeckt. Über die Eingangskontrolle wird dem Anlieferer mitgeteilt, welche der sechs Befüllmöglichkeiten zu nutzen ist. Die Zuordnung erfolgt auf Grundlage des Befüllbzw. Betriebszustandes der Anlage und wird durch Kameraüberwachung kontrolliert. Es wird das „first-in-first-out“-Prinzip realisiert. Während der Anfahrt des Anlieferers von der Eingangskontrolle zum Bunker wird die zu nutzende Klappe automatisch geöffnet. Der Anlieferer kippt den Klärschlamm ab. Nach Abfahrt des Anlieferers wird die Klappe wieder automatisch geschlossen. An den äußeren Stirnseiten der Bunker sind jeweils ca. 30 m² große Funktionsräume angeordnet, die das Hydrauliksystem inkl. Elektroversorgung aufnehmen. Im Mittelbereich sind Querabzugsbänder in gekapselter Bauweise platziert. Diese befördern den Klärschlamm über einen Zwischenspeicher (ca. 10 m³ Nutzvolumen) in die Trocknerdosierstation. 5 SteigerungderEnergieeffizienzdurchWärmenutzungzurKlärschlammtrocknung 53 Abb. 8: Darstellung Annahmebunker (Kapazität beträgt 500 m³ = 500 t) Der getrocknete Klärschlamm wird in zwei geschlossenen Hochsiloanlagen mit einem Nutzvolumen von 400 m³ (2 x 200 m³) gelagert. Der getrocknete Klärschlamm wird mittels Trogkettenförderer und Becherwerk über die Siloanlage gefördert. Mittels Verteiler (Hosenstück) werden alternierend zwei stehende Rundsiloanlagen (Gesamthöhe: ca. 35 m) befüllt. Die Siloanlage wird aufgeständert ausgeführt, so dass die Beladung der darunter stehenden Transporteinheiten von oben erfolgen kann. Abb. 9: Darstellung Verladesilo (Nutzvolumen beträgt 2 x 200 m³) 5 6 Rainer Wiedenbröker 54 Abb. 10: 3-D Darstellung Klärschlammtrocknungsanlage ALBA TAV Literatur/Quellen Diehl, P., 2018. Berechnung des R1-Energieeffizienzwertes am Standort der ALBA TAV Betriebs GmbH Ludwigslust, s.l.: s.n. EU, 2008. Richtilinie 2008/98/EG des Europäischen Parlaments und des Rates. s.l.:Amtsblatt der Europäischen Union. Frey, 2000. Maschinelle Ausrüstung der Schlammbehandlung, Wien: Institut für Wassergüte. B&N Umwelt GmbH, 2020. Rostock: s.n. Kontakt Rainer Wiedenbröker, Geschäftsführer ALBA TAV Betriebs GmbH Am Alten Flugplatz 1, 19288 Ludwigslust  +49 (0)30.35182-386 |  rainer.w[email protected]  https://tav.alba.info 6 55 Steffen Bockholt Stand der Planung zur Errichtung einer Klärschlammverwertungsanlage am Standort Rostock Kombinierte interkommunale Klärschlammverwertung mit klimafreundlicher Fernwärmeerzeugung Handlungsbedarf In Mecklenburg-Vorpommern fallen jährlich 154.000 (Quelle: DESTATIS) Tonnen entwässerte Klärschlämme an, die zu einem großen Teil auf Feldern aufgebracht werden. Aufgrund von negativen Umwelteinflüssen ist eine landwirtschaftliche Verwendung nicht mehr erwünscht und gesetzlich eingeschränkt, sodass alternative Lösungen benötigt werden. Mit der Verschärfung der Grenzwerte aus der Düngemittelverordnung wird ein signifikanter Anteil des anfallenden Klärschlamms nicht mehr den Anforderungen für eine landwirtschaftliche Verwertung entsprechen. Problematisch hierbei sind insbesondere die Gehalte von Schwermetallen. Zudem gibt die Abfallklärschlammverordnung die Rückgewinnung des wichtigen und endlichen Rohstoffes Phosphor aus Klärschlamm und die thermische Verwertung des Klärschlamms vor. Die thermische Entsorgung des Klärschlamms aus Mecklenburg-Vorpommern erfolgt bisher überwiegend in Behandlungsanlagen außerhalb des Bundeslandes, da eigene Kapazitäten zur Mitverbrennung nur begrenzt bestehen und Monoverwertungsanlagen für Klärschlamm in Mecklenburg-Vorpommern noch nicht in relevanten Größen geschaffen wurden. Das führt zu erheblichen ökologischen Belastungen und hohen Zusatzkosten für die Bürger*innen des Landes, da der Klärschlamm teilweise über die Landesgrenze hinaus mehr als 200 km (z.B. VERA Hamburg) und weiter, zur nächstgelegenen thermischen Verwertungsanlage transportiert wird. Die Klärschlamm-Kooperation Mecklenburg-Vorpommern GmbH („KKMV“) mit ihren kommunalen Gesellschaftern plant daher den Bau einer eigenen Klärschlammverwertungsanlage („KVA“) in Rostock in unmittelbarer Nähe zur dortigen zentralen Kläranlage, um die Klärschlammentsorgung und Phosphorrückgewinnung im Land auf eine möglichst effiziente und umweltfreundliche Weise zu realisieren. Projektansatz des Vorhabens zur Errichtung einer KVA Zur Erfüllung des gesetzlichen Handlungsbedarfs und eigener Zielstellung wurde die Klärschlamm-Kooperation Mecklenburg-Vorpommern GmbH („KKMV“) mit Sitz in Rostock gegründet. Die KKMV ist ein Zusammenschluss von gegenwärtig 17 abwasserbeseitigungspflichtigen kommunalen Körperschaften (Gemein- Steffen Bockholt 56 den, Zweckverbände). Die Gesellschaft steht stellvertretend für ca. 300 Städte und Gemeinden mit der Absicht, eine gemeinsame effiziente Klärschlammverwertung mit Fernwärmeerzeugung in Mecklenburg-Vorpommern zu realisieren. Die Mitglieder der Kooperation verfügen zum gegenwärtigen Zeitpunkt mit ca. 247 Abwasserbehandlungsanlagen, davon 26 Klärschlamm produzierende Anlagen, über rund zwei Drittel des in Mecklenburg-Vorpommern anfallenden Klärschlamms. Sämtliche Kosten für die Klärschlammverwertung werden im Solidarprinzip entsprechend dem Klärschlammanfall getragen. Durch diesen Zusammenschluss der vielen Gemeinden stellt das Projekt deutschlandweit eine beispielhafte interkommunale Zusammenarbeit dar. Die folgende Abbildung veranschaulicht die Reichweite der Kooperation innerhalb von MV: Abb. 1: Übersichtskarte Mecklenburg-Vorpommern mit den Verbandsgebieten der KKMV-Gesellschafter Ziele Mit den in Zukunft geltenden gesetzlichen Vorschriften wird ein signifikanter Anteil des anfallenden Klärschlamms über die bisherigen Wege nicht mehr verwertet werden können. Die schrittweise Reduzierung des durch Kohle erzeugten Stroms verschärft die Problematik der zur Verfügung stehenden Kapazitäten, da davon auszugehen ist, dass andere Bundesländer weniger bereit sein werden, Klärschlamm aus Mecklenburg-Vorpommern anzunehmen. Gleichzeitig drängt die Regulierung darauf, den wertvollen Rohstoff Phosphor zukünftig zurückzugewinnen. Dies ist nur bei einer Monoverbrennungsanlage möglich. Die KKMV verfolgt bei der Klärschlammverwertung die Ziele der Schaffung von Entsorgungssicherheiten bei der Erfüllung der gesetzlichen Vorgaben zur ther- Stand der Planung zur Errichtung einer Klärschlammverwertungsanlage am Standort Rostock 57 mischen und umweltgerechten Klärschlammverwertung unter Berücksichtigung wirtschaftlicher Aspekte, um auch eine Preisstabilität für die Bürger*innen zu gewährleisten: Abb. 2: Zieldreieck der KKMV Schaffung der erforderlichen Entsorgungssicherheit durch eine eigene Klärschlammverwertungsanlage („KVA“) Durch die Errichtung einer eigenen KVA sind die an der KKMV beteiligten abwasserbeseitigungspflichtigen Kommunen und Verbände unabhängig vom Markt, da ihnen Kapazitäten zur Verwertung zur Verfügung stehen, die auf ihren Bedarf dauerhaft ausgerichtet sind. Insgesamt beträgt das Klärschlammaufkommen innerhalb der KKMV bisher ca. 85.000 t pro Jahr und somit einen Großteil der gesamten in Mecklenburg-Vorpommern anfallenden Klärschlammmengen. Wirtschaftlichkeit und Preisstabilität Kommunen/Kommunale Unternehmen erfüllen wichtige Versorgungsleistungen für ihre Bürger*innen. Durch eine effiziente Abwasserentsorgung (konkret Klärschlamm) und wirtschaftliche Wärmeversorgung wollen die Kommunen eine bezahlbare und nachhaltige Versorgung ihrer Bürger*innen sichern. Das kann durch eine eigene KVA erreicht werden, deren Betrieb nicht gewinnorientiert ausgerichtet ist. Das Verwertungsentgelt kann durch die Unabhängigkeit von anderen Verwertern dauerhaft selbst bestimmt und dadurch stabil gehalten werden. Die Errichtung einer eigenen KVA geht ferner mit zahlreichen positiven Effekten für die Bürger*innen und Wirtschaft im Land Mecklenburg-Vorpommern einher: Jan Sprafke, Abdallah Nassour, Michael Nelles 64 fläche als Bezugsgröße hat. Die Parameterbestimmung der Bevölkerungsdichte aus Bodenflächen sowie Siedlungsflächen eignet sich nicht, da die Flächen im Gegensatz zur Wohnbaufläche stärkeren Einflüssen aus weiteren Flächennutzungsarten unterliegen. Abb.1: Ist-Zustand der organischen Abfallbehandlung aus Haushaltungen (Bezugsjahr: 2020)1 Das deutschlandweit aktuell erfasste einwohnerspezifische Aufkommen ergibt sich aus den Daten der öffentlich-rechtlichen Abfallentsorgung sowie der aktuellen Bevölkerung (STATISTISCHE ÄMTER DES BUNDES UND DER LÄNDER (2022)). Das einwohnerspezifische Aufkommen an organischen Abfällen lag im Jahr 2020 zwischen 8 und 846 kg, das Biogutaufkommen zwischen 0 und 230 kg sowie das Grüngutaufkommen zwischen 0 und 777 kg je Einwohner (vgl. Abb. 1). Die einwohnerspezifische erfasste Menge an organischen Abfällen in Mecklenburg-Vorpommern variiert im gleichen Zeitraum zwischen 22 kg im Landkreis Mecklenburgische Seenplatte und 170 kg im Landkreis Ludwigslust-Parchim. Insgesamt wurden im Jahr 2020 ca. 151.742 Mg organische Abfälle aus Haushaltungen gesammelt und einer stofflichen und/oder energetischen Verwertung zugeführt. 1 gekürzter Datensatz Potenzialbestimmung organischer Abfallströme aus Haushaltungen in Deutschland und Mecklenburg-Vorpommern 65 Tab. 1: Ist-Zustand der organischen Abfallerfassung aus Haushaltungen innerhalb Mecklenburg-Vorpommerns (Bezugsjahr: 2020) Es ist festzuhalten, dass in den Landkreisen und kreisfreien Städten häufig eine Kombination aus Biogutund Grünguterfassung vorzufinden ist. Da es Wechselwirkungen zwischen Biogutund Grünguterfassung gibt, ist es zweckdienlich, eine Differenzierung zwischen den Komponenten dieser Teilströme vorzunehmen, die in folgender Abb. dargestellt ist. Dabei kann unterschieden werden zwischen dem Teilstrom der Nahrungsund Küchenabfälle, dem variablen Grüngutanteil sowie dem invariablen Grüngutanteil. Der variable Grüngutanteil ergibt sich vorwiegend aus krautigen Grüngut und kann durch eine Biogutsammlung und/oder Grüngutsammlung erfasst werden. Invariables Grüngut kann nur mittels Grüngutsammlung erfasst werden und nicht durch eine Biogutsammlung. Nahrungsund Küchenabfälle sind vorwiegend nur durch eine Biogutsammlung oder durch eine Restmüllsammlung zu erfassen. Als zusätzliche Herausforderung hat sich gezeigt, dass durch die Teilfraktion der Nahrungsund Küchenabfälle ein Großteil der Störund Fremdstoffe ins Biogut eingetragen wird, was die Qualität der Gärprodukte maßgeblich beeinflusst. Abb. 2: Teilfraktionen organischer Abfälle aus Haushaltungen  Gebiet OrganischeAbfälle Grüngut Biogut MgOAa‐1kgOAEW‐1MgGGa‐1kgGGEW‐1MgBGa‐1kgBGEW‐1 HRO 21.125 101 11.121 53 10.004 48 SN 9.105 95 1.358 14 7.747 81 MSE 5.788 22 3.778 15 2.010 8 LRO 6.526 30 2.500 12 4.026 19 VR 28.430 126 1.524 7 26.906 119 NWM 23.119 146 16.913 107 6.206 39 VG 21.731 92 21.731 92 0 0 LUP 35.918 170 35.184 166 734 3 MV 151.742 94 94.109 58 57.633 36 HRO=StadtRostock;SN=StadtSchwerin;LUP=LandkreisLudwigslust‐Parchim;MSE=LandkreisMecklenburgischeSeenplatte; LRO = Landkreis Rostock; VR = Landkreis Vorpommern‐Rügen; NWM = Landkreis Nordwestmecklenburg; VG = Landkreis Vorpommern‐Greifswald;MV=Mecklenburg‐Vorpommern    Siedlungsstruktur Bevölkerungsdichte [EW haWB-1] Minimum Maximum 1 Kernstädte ≥150 2 HochverdichteteKreise 100 150 3 VerdichteteKreise 50 100 4 LändlicheKreise <50     Gebiet Ist‐Wert Prognose Genutztes Potenzial MgBGa‐1kgBGEW‐1MgBGa‐1kgBGEW‐1 HRO 10.004 48 11.158 53 90% SN 7.747 81 8.690 91 89% VR 26.906 119 37.375 166 72% NWM 6.206 39 25.694 163 24% LRO 4.026 19 35.471 163 11% MSE 2.010 8 41.766 162 5% LUP 734 3 35.995 170 2% VG 0 0 39.395 167 0% MV 57.633 36 235.544 146 24%  Jan Sprafke, Abdallah Nassour, Michael Nelles 66 Unter Berücksichtigung der Wechselbeziehungen der Teilfraktionen ist festzuhalten, dass um den Ist-Zustand in einem Landkreis oder einer kreisfreien Stadt zu ermitteln, folgende Formel verwendet werden kann: Ist-Zustand: mEW,OA = mEW,GG+mEW,BG m EW,OA = Einwohnerspezifisches Aufkommen an organischen Abfällen m EW,GG = Einwohnerspezifisches Aufkommen an Grüngut m EW,BG = Einwohnerspezifisches Aufkommen an Biogut Um das Potenzial auf regionaler Ebene zu bestimmen, muss hingegen folgende Formel verwendet werden: Potenzial: mEW,OA = mEW,GG-IV + mEW,GG-V + mEW,NK m EW,GG-IV = Einwohnerspezifisches Aufkommen an invariablen Grüngut m EW,GG-V= Einwohnerspezifisches Aufkommen an variablen Grüngut m EW,NK= Einwohnerspezifisches Aufkommen an Nahrungsund Küchenabfällen Die Klassifizierung nach Siedlungsstrukturen (Tab. 2) ermöglicht es, das stoffliche Potenzial an organischen Abfällen für Deutschland zu bestimmen. Die genaue Vorgehensweise bei der Potenzialbestimmung ist im Rahmen der Promotionsschrift von SPRAFKE (2021) beschrieben. Tab. 2: Siedlungsstrukturen  Gebiet OrganischeAbfälle Grüngut Biogut MgOAa‐1kgOAEW‐1MgGGa‐1kgGGEW‐1MgBGa‐1kgBGEW‐1 HRO 21.125 101 11.121 53 10.004 48 SN 9.105 95 1.358 14 7.747 81 MSE 5.788 22 3.778 15 2.010 8 LRO 6.526 30 2.500 12 4.026 19 VR 28.430 126 1.524 7 26.906 119 NWM 23.119 146 16.913 107 6.206 39 VG 21.731 92 21.731 92 0 0 LUP 35.918 170 35.184 166 734 3 MV 151.742 94 94.109 58 57.633 36 HRO=StadtRostock;SN=StadtSchwerin;LUP=LandkreisLudwigslust‐Parchim;MSE=LandkreisMecklenburgischeSeenplatte; LRO = Landkreis Rostock; VR = Landkreis Vorpommern‐Rügen; NWM = Landkreis Nordwestmecklenburg; VG = Landkreis Vorpommern‐Greifswald;MV=Mecklenburg‐Vorpommern    Siedlungsstruktur Bevölkerungsdichte [EW haWB-1] Minimum Maximum 1 Kernstädte ≥150 2 HochverdichteteKreise 100 150 3 VerdichteteKreise 50 100 4 LändlicheKreise <50     Gebiet Ist‐Wert Prognose Genutztes Potenzial MgBGa‐1kgBGEW‐1MgBGa‐1kgBGEW‐1 HRO 10.004 48 11.158 53 90% SN 7.747 81 8.690 91 89% VR 26.906 119 37.375 166 72% NWM 6.206 39 25.694 163 24% LRO 4.026 19 35.471 163 11% MSE 2.010 8 41.766 162 5% LUP 734 3 35.995 170 2% VG 0 0 39.395 167 0% MV 57.633 36 235.544 146 24%  Potenzialbestimmung organischer Abfallströme aus Haushaltungen in Deutschland und Mecklenburg-Vorpommern 67 Ausgehend von der Klassifizierung der Landkreise und kreisfreien Städte lässt sich nach Trimmung der Datensätze, zur Minimierung des Einflusses durch singuläre Ereignisse, Fehler in der Datenerfassung und Ausreißer das maximale einwohnerspezifische Biogutaufkommen mit folgender Formel berechnen: Biogut: mEW,BG (Max.) = -0,97x+200 (für 0 < x ≤ 172 EW/haWB) m EW,BG = Einwohnerspezifisches Biogutaufkommen [kgBG a-1] x = Bevölkerungsdichte [EW haWB -1] Hinweis: Wenn x >172 EW haWB -1 dann mEW,BG ≥ 33 kgBGa-1 Das Grüngutaufkommen lässt sich mit folgender Formel bestimmen: Grüngut: mEW,GG (Max.) = -1,59x + 298 (für 0 < x ≤ 183 EW/haWB) m EW,GG = Einwohnerspezifisches Grüngutaufkommen [kgGG a-1] x = Bevölkerungsdichte [EW haWB -1] Hinweis: Wenn x >183 EW haWB -1 dann mEW,GG = 7 kgGGa-1 Das auf Ebene der kreisfreien Städte und Landkreise aus der getrennten Erfassung von Biound Grüngut resultierende organische Abfallaufkommen errechnet sich mit folgender Formel: Organische Abfälle: mEW,OA (Max.) = -1,86x + 375 (für 0 < x ≤ 180 EW/haWB) m EW,OA (Max.) = Maximales einwohnerspezifisches Aufkommen getrennt erfasster organischer Abfälle [kgOAa-1] x = Bevölkerungsdichte [EW haWB -1] Hinweis: Wenn x >180 EW haWB -1 dann mEW,OA = mEW,BG + mEW,GG Ausgehend von der ermittelten Bevölkerungsdichte der Landkreise und kreisfreien Städte ergeben sich folgende Potenziale für Deutschland im Jahr 2020. Deutschlandweit sind mehr als 19 Mio. Mg organische Abfälle aus Haushaltungen erfassbar. Die erfassten Mengen variieren dabei deutlich zwischen städtisch und ländlich geprägten Regionen innerhalb Deutschlands. Jan Sprafke, Abdallah Nassour, Michael Nelles 68 Tab. 3: Prognose des organischen Abfallaufkommens aus Haushaltungen Unter Berücksichtigung der Wechselwirkungen der Teilfraktionen können folgende Aussagen für Deutschland bezüglich der durchschnittlich erfassbaren organischen Abfallmenge getroffen werden: 1. Das prognostizierte Aufkommen an organischen Abfällen aus Haushaltungen liegt bei 19.222.800 Mg im Jahr - Prognoseeinwohnerspezifisches Abfallaufkommen: 231kgOAa-1 - Ist-Zustand: 126 kg OAa-1 - Genutztes Potenzial: 54 % 2. Das prognostizierte Aufkommen an Biogut liegt in Abhängigkeit vom variablen Grüngutanteil im Biogut zwischen 4.670.295 und 10.406.272 Mg im Jahr. - Prognose einwohnerspezifisches Abfallaufkommen: 125 kgBG a-1 - Ist-Zustand: 62 kg BG a-1 - Genutztes Potenzial: 50 % - Anteil an Nahrungsund Küchenabfall im Biogut: 56 kgNK a-1 - Aufkommen an variablen Grüngut - (Anteil GG-V in BG oder GG): 69kgGG-V a-1 - Geschätzer Anteil NuK im BG: 45 % 3. Das prognostizierte Aufkommen an Grüngut liegt in Abhängigkeit vom variablen Grüngutanteil im Grüngut zwischen 8.846.528 und 14.552.503 Mg im Jahr - Prognose einwohnerspezifisches Abfallaufkommen: 175 kgGG a-1 - Ist-Zustand: 62 kg GG a-1 - Genutztes Potenzial: 36 % - Aufkommen an invariablen Grüngut: 106 kgGG-IVa-1 - Mindestpotenzial (Anteil GG-IV im GG): 61 % 2 Biogut Ausgehend von der Potenzialanalyse für Biogut ist festzuhalten, dass die Landkreise und kreisfreien Städte innerhalb Mecklenburg-Vorpommerns Biogut im unterschiedlichen Maße erfassen. Die kreisfreien Städte Schwerin und  OrganischerAbfall/ Teilfraktion Einwohnerspezifisches Abfallaufkommen [kga‐1] Gesamtaufkommen [Mga‐1] Minimum Maximum Minimum Maximum OrganischeAbfälle 40 341 19.222.800 Biogut 33 182 4.670.296 10.406.272 Grüngut 7 269 8.846.528 14.552.503 VariablesGrüngut ‐ 110 5.735.975 InvariablesGrüngut 7 159 8.846.528 Nahrungs‐undKüchenabfälle 30 72 4.670.296  Potenzialbestimmung organischer Abfallströme aus Haushaltungen in Deutschland und Mecklenburg-Vorpommern 69 Rostock haben bezüglich Biogut sehr gute Erfassungsquoten von 89 bzw. 90 %. Ebenfalls wird im Landkreis Vorpommern-Rügen das Potenzial zu 72 % ausgeschöpft. Die restlichen Landkreise im Bundesland besitzen noch hohes Potenzial bei der Bioguterfassung wie aus Tab. 4 und folgender Abb. ersichtlich. Abb. 3: Spezifisches Biogutaufkommen in Abhängigkeit von der Bevölkerungsdichte (Bezugsjahr: 2020) Ebenfalls ist der Einfluss des Anonymisierungsgrades auf das spezifische Aufkommen an Nahrungsund Küchenabfällen erkennbar. Das sinkende Aufkommen resultiert aus der Entsorgung der Nahrungsund Küchenabfälle in der Restmülltonne. Jan Sprafke, Abdallah Nassour, Michael Nelles 70 Tab. 4: Spezifisches Biogutaufkommen in Abhängigkeit von der Bevölkerungsdichte (Bezugsjahr: 2020) 3 Grüngut Mit Ausnahme der Hanseund Universitätsstadt Rostock sowie dem Landkreis Ludwigslust-Parchim wurden in allen anderen kreisfreien Städten und Landkreisen das Mindestpotenzial an Grüngut nicht erfasst. Das genutzte Gesamtpotenzial liegt bei lediglich 28 % und zeigt das ein Großteil der Gartenabfälle außerhalb geordneter Entsorgungsstrukturen beispielsweise in Eigenoder Gruppenkompostierung behandelt oder entsorgt wird. Deutschlandweit ist ebenfalls festzuhalten, dass Grüngut nur partiell erfasst wird und große Mengenströme nicht durch Entsorgungsunternehmen behandelt werden. Damit ist das stoffliche Potenzial von Grüngut zur Substitution konventioneller Düngemittel weitestgehend unerschlossen.  Gebiet OrganischeAbfälle Grüngut Biogut MgOAa‐1kgOAEW‐1MgGGa‐1kgGGEW‐1MgBGa‐1kgBGEW‐1 HRO 21.125 101 11.121 53 10.004 48 SN 9.105 95 1.358 14 7.747 81 MSE 5.788 22 3.778 15 2.010 8 LRO 6.526 30 2.500 12 4.026 19 VR 28.430 126 1.524 7 26.906 119 NWM 23.119 146 16.913 107 6.206 39 VG 21.731 92 21.731 92 0 0 LUP 35.918 170 35.184 166 734 3 MV 151.742 94 94.109 58 57.633 36 HRO=StadtRostock;SN=StadtSchwerin;LUP=LandkreisLudwigslust‐Parchim;MSE=LandkreisMecklenburgischeSeenplatte; LRO = Landkreis Rostock; VR = Landkreis Vorpommern‐Rügen; NWM = Landkreis Nordwestmecklenburg; VG = Landkreis Vorpommern‐Greifswald;MV=Mecklenburg‐Vorpommern    Siedlungsstruktur Bevölkerungsdichte [EW haWB-1] Minimum Maximum 1 Kernstädte ≥150 2 HochverdichteteKreise 100 150 3 VerdichteteKreise 50 100 4 LändlicheKreise <50     Gebiet Ist‐Wert Prognose Genutztes Potenzial MgBGa‐1kgBGEW‐1MgBGa‐1kgBGEW‐1 HRO 10.004 48 11.158 53 90% SN 7.747 81 8.690 91 89% VR 26.906 119 37.375 166 72% NWM 6.206 39 25.694 163 24% LRO 4.026 19 35.471 163 11% MSE 2.010 8 41.766 162 5% LUP 734 3 35.995 170 2% VG 0 0 39.395 167 0% MV 57.633 36 235.544 146 24%  Potenzialbestimmung organischer Abfallströme aus Haushaltungen in Deutschland und Mecklenburg-Vorpommern 71 Abb. 4: Spezifisches Grüngutaufkommen in Abhängigkeit von der Bevölkerungsdichte (Bezugsjahr: 2020) Tab. 5: Spezifisches Grüngutaufkommen in Abhängigkeit von der Bevölkerungsdichte (Bezugsjahr: 2020) 4 Organische Abfälle Unter Berücksichtigung der Wechselwirkungen zwischen den Teilströmen ergibt sich ein jährliches Potenzial von 437.962 Mg von den zurzeit 35 % ausgeschöpft werden. Unter Gesichtspunkten einer deutlichen Mengensteigerung bei den  Gebiet Ist‐Wert Prognose Genutztes Potenzial MgGGa‐1kgGGEW‐1MgGGa‐1kgGGEW‐1 HRO 11.121 53 12.052 58 92% LUP 35.184 166 52.682 249 67% NWM 16.913 107 37.403 237 45% VG 21.731 92 57.541 244 38% SN 1.358 14 11.392 119 12% MSE 3.778 15 60.763 235 6% LRO 2.500 12 51.667 238 5% VR 1.524 7 54.540 242 3% MV 94.109 58 338.040 210 28%    Gebiet OrganischerAbfall Potenzial an organischen Abfällen Genutztes Potenzial Ist‐Wert Grüngut Biogut Grüngut (Invariabel) Grüngut (Variabel) Nahrungs‐und Küchenabfall MgOAa‐1MgGG‐IVa‐1MgGG‐Va‐1MgNKa‐1MgOAa‐1 HRO 21.125 8.459,29 3.592,63 7.564,97 19.617 108% SN 9.105 7.160,33 4.231,96 4.458,26 15.851 57% LUP 35.918 31.224,78 21.457,32 14.537,90 67.220 53% NWM 23.119 22.230,97 15.172,20 10.521,43 47.925 48% VR 28.430 32.375,79 22.164,40 15.210,80 69.751 41% VG 21.731 34.140,67 23.400,39 15.994,64 73.536 30% LRO 6.526 30.699,27 20.967,47 14.503,48 66.170 10% MSE 5.788 36.126,57 24.636,09 17.129,92 77.893 7% MV 151.742 202.418 135.622 99.921 437.962 35%    Jan Sprafke, Abdallah Nassour, Michael Nelles 72 erfassten Mengen, bildet der Ausbau der Grünguterfassung die Vorzugsvariante auch unter Aspekten der Sortenreinheit der Produkte der aeroben Behandlung und deren Nutzung auf landwirtschaftlichen Flächen. Tab. 6: Organische Abfallmengen aus Haushaltungen in Landkreisen und kreisfreien Städten Mecklenburg-Vorpommerns (Bezugsjahr: 2020) Abb. 5: Spezifisches organisches Abfallaufkommen in Abhängigkeit von der Bevölkerungsdichte (Bezugsjahr: 2020)  Gebiet Ist‐Wert Prognose Genutztes Potenzial Mg GG a ‐1 kg GG EW ‐1 Mg GG a ‐1 kg GG EW ‐1  HRO 11.121 53 12.052 58 92% LUP 35.184 166 52.682 249 67% NWM 16.913 107 37.403 237 45% VG 21.731 92 57.541 244 38% SN 1.358 14 11.392 119 12% MSE 3.778 15 60.763 235 6% LRO 2.500 12 51.667 238 5% VR 1.524 7 54.540 242 3% MV 94.109 58 338.040 210 28%    Gebiet OrganischerAbfall Potenzial an organischen Abfällen Genutztes Potenzial Ist‐Wert Grüngut Biogut Grüngut (Invariabel) Grüngut (Variabel) Nahrungs‐und Küchenabfall Mg OA a ‐1 Mg GG‐IV a ‐1 Mg GG‐V a ‐1 Mg NK a ‐1 Mg OA a ‐1  HRO 21.125 8.459,29 3.592,63 7.564,97 19.617 108% SN 9.105 7.160,33 4.231,96 4.458,26 15.851 57% LUP 35.918 31.224,78 21.457,32 14.537,90 67.220 53% NWM 23.119 22.230,97 15.172,20 10.521,43 47.925 48% VR 28.430 32.375,79 22.164,40 15.210,80 69.751 41% VG 21.731 34.140,67 23.400,39 15.994,64 73.536 30% LRO 6.526 30.699,27 20.967,47 14.503,48 66.170 10% MSE 5.788 36.126,57 24.636,09 17.129,92 77.893 7% MV 151.742 202.418 135.622 99.921 437.962 35%    Potenzialbestimmung organischer Abfallströme aus Haushaltungen in Deutschland und Mecklenburg-Vorpommern 73 Das prognostizierte Aufkommen an organischen Abfällen beträgt durchschnittlich je Einwohner 230 kg (siehe Abb.) und bildet sich vorwiegend aus den variablen und invariablen Grüngutanteil der Landkreise und kreisfreien Städte. Aus Abb. 6 ist ersichtlich, dass der invariable Grüngutanteil bis zu einer Bevölkerungsdichte von ca. 160 die dominierende Fraktion in Rahmen der organischen Abfallerfassung aus Haushaltungen darstellt. Ebenfalls ist zu erkennen, dass die Grüngutanteile im Biogut mit steigender Bevölkerungsdichte abnehmen während die Anteile an Nahrungsund Küchenabfällen steigen. Festzuhalten ist, dass die stofflichen und energetischen Eigenschaften von organischen Abfällen durch die volatilen Anteile an Grüngut sowie an Nahrungsund Küchenabfällen bestimmt werden. Durch die Einführung der Biotonne wird vorwiegend krautiges Grüngut erfasst und der invariable, vorwiegend holzige, Grüngutanteil wird davon nicht beeinflusst. Damit liegt eine Stoffstromverlagerung weitestgehend nur bei krautigem Biogut, Nahrungsund Küchenabfällen und der Restabfallerfassung bzw. der systemfernen Entsorgung und Behandlung vor. Abb. 6: Wechselwirkungen organischer Abfallströme 5 Zusammenfassung Die Erfassung, Behandlung und Vermarktung organischer Abfallströme in Deutschland und Mecklenburg-Vorpommern besitzen hohe Ausbaukapazitäten. Ein Großteil der Landkreise und kreisfreien Städte hat eine simultane Erfassung von Biogut und Grüngut eingeführt und Strukturen zur Behandlung organischer Abfallströme aufgebaut. Um das maximale Potenzial an organischen Abfällen zu nutzen, ist mindestens eine flächendeckende Grüngutsammlung aufzubauen unter der Annahme, dass Nahrungsund Küchenabfälle über eine Restabfallerfassung gesammelt werden. Veranstalter Landesforschungsanstalt für Landwirtschaft und Fischerei Mecklenburg-Vorpommern (LFA) 16. Rostocker Bioenergieforum B I O E N E R G I E – nachhaltige Beiträge für eine klimaneutrale Zukunft! Schirmherr: Reinhard Meyer Minister für Wirtschaft, Infrastruktur, Tourismus und Arbeit Mecklenburg-Vorpommern 16. Rostocker Bioenergieforum Diese Veranstaltung wird weiterhin gefördert durch: Das 16. Rostocker Bioenergieforum wird mit Mitteln des Bundesministeriums für Ernährung und Landwirtschaft gefördert. 85 Vorwort Gemäß Koalitionsvertrag der von SPD, Grünen und FDP geführten Bundesregierung soll der Klimaschutz künftig eine zentrale Leitlinie der Entwicklung in Deutschland sein. Die Klimaneutralität soll – wie im Klimaschutzgesetz vorgegeben – bis 2045 nun wirklich erreicht werden. Dies wird aber nur gelingen, wenn die vielen guten Ansätze im Koalitionsvertrag jetzt sehr schnell mit den erforderlichen konkreten Maßnahmen hinterlegt und diese dann auch noch sehr rasch in die Praxis umgesetzt werden. Sonst wird schon das mittelfristige Ziel, die Emissionen um 65 Prozent gegenüber 1990 zu verringern, sicher nicht erreicht. Noch ambitionierter gehen Mecklenburg-Vorpommern und Rostock voran, wo die Treibhausgasneutralität bereits für 2040 bzw. 2035 angestrebt wird. Das heißt der Handlungsdruck ist sehr groß. Aber wie geht es nun weiter und was kann bzw. muss die stoffliche und energetische Nutzung von Biomasse dazu beitragen? Zunächst muss die Energieversorgung Deutschlands im Sinne einer nachhaltigen Entwicklung in den nächsten zwei Jahrzehnten vollständig auf regenerative Energieträger umgestellt werden. Ebenfalls müssen petrobasierte organische Grundstoffe durch möglichst weitgehend biobasierte Eingangsstoffe substituiert werden. Dieses ambitionierte Ziel der langfristigen Integration von Biomasse und Reststoffen in ein nachhaltiges Energieund Bioökonomiesystem ist nur erreichbar, wenn dabei Biomasse effizient, umweltverträglich und mit höchstmöglichem volkswirtschaftlichem Nutzen eingesetzt wird. Es sind zudem konsequente Energieeinsparungen und Effizienzsteigerungen erforderlich, neue Technologiekonzepte und Formen der Kaskadennutzung werden ebenso benötigt wie „negative“ Emissionen. Die stoffliche und energetische Kopplung und Kaskadennutzung biogener Ressourcen ist zentrales Element einer klimaneutralen Bioökonomie. Biomasse ist dabei vorzugsweise aus nachhaltigem Anbau und Reststoffströmen bereitzustellen. Derzeit (Stand 2020) erzeugen wir in Deutschland aus EE aber erst 19 % der benötigten Endenergie. Aus Biomasse bereitgestellte Energie hat bei einem Anteil von etwa 52 % der EE eine besondere Bedeutung im Energiesystem, die oftmals im öffentlichen Diskurs unerwähnt bleibt. Bezogen auf die Einsatzgebiete waren dies 2020 rund 20 % an der Bruttostromerzeugung sowie rund 86 % der erneuerbaren Wärme im Endenergieverbrauch. Bei der Umstellung z.B. der chemischen Industrie auf Nachwachsende Rohstoffe sind wir mit einem Anteil von < 15 % ebenfalls noch am Anfang, d.h. > 85 % der Rohstoffbasis sind fossiler Natur (alleine 75 % Erdöl). Hier sind künftig auch PtX-Konzepte gefragt, die z.B. die CO2-Emissionen, vorzugsweise aus der energetischen Nutzung von Biomasse, als Basis für neue Produkte nutzen. 86 In Mecklenburg-Vorpommern aber auch in anderen Bundesländern existieren bereits gute Beispiele in der Praxis, die neben den wissenschaftlichen Forschungsergebnissen präsentiert und diskutiert werden sollen. Insbesondere das direkte Gespräch zwischen Forschern, Praktikern und Politikern soll zu einem Erkenntnisgewinn für alle und zu neuen Lösungsansätzen führen. Das inzwischen etablierte Rostocker Bioenergieforum bietet dafür eine ideale Plattform. Prof. Dr. mont. Michael Nelles Professur für Abfallund Stoffstromwirtschaft Universität Rostock Wissenschaftlicher Geschäftsführer DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Plenarvortr äge Fachübergreifend PLENARVORTRÄGE 89 Michael Nelles, Elena Angelova, Karen Deprie, Kati Görsch, Ingo Hartmann, Benjamin Herklotz, Peter Kornatz, Volker Lenz, Franziska Müller-Langer, Friederike Naegeli de Torres, Sven Schaller, Satyanarayana Narra, Nadja Rensberg, Daniela Thrän Smart Bioenergy Die Rolle der energetischen Verwertung von biogenen Abfällen und Reststoffen bei der Transformation zu einer klimaneutralen Gesellschaft Zusammenfassung: Deutschland strebt für das Jahr 2045 eine klimaneutrale Gesellschaft an. Zwei Voraussetzungen müssen dafür erfüllt werden: Zum einen muss die Energieversorgung vollständig durch Erneuerbare Energien (EE) erfolgen. Im Jahr 2021 lag der EE-Anteil am Primärenergieverbrauch bei lediglich knapp 16 %, so dass es noch eines massiven Ausbaus und einer Optimierung des Zusammenspiels von Windund Solarenergie, Bioenergie, Geothermie und Wasserkraft für Strom, Wärme/Kälte und Mobilität bedarf. Zum anderen muss das existierende „lineare“ Wirtschaftssystem zu einer wirklichen Kreislaufwirtschaft weiterentwickelt werden. Auch dieser Weg ist noch sehr weit. Eine zentrale Herausforderung besteht dabei darin, die Versorgung der Industrie mit organischen Grundstoffen möglichst weitgehend von petroauf biobasierte Stoffe auszurichten. Das ambitionierte Ziel der langfristigen Integration von Biomasse in ein nachhaltiges Energieund Bioökonomiesystem ist nur erreichbar, wenn die Biomasse effizient, umweltverträglich und mit höchstmöglichem volkswirtschaftlichem Nutzen eingesetzt wird. Für eine nachhaltige Bioökonomie ist somit die optimierte stofflich-energetische Verwertung biogener Abfälle und Reststoffe unabdingbar. Das Deutsche Biomasseforschungszentrum (DBFZ) in Leipzig hat sich seit der Gründung im Jahr 2008 wie geplant zur zentralen Bundesforschungseinrichtung für die energetische und integrierte stoffliche Nutzung von Biomasse entwickelt. Kernaufgabe des DBFZ ist die wissenschaftliche Begleitung der Entwicklung Deutschlands auf dem Weg zu einer nachhaltigen Biomassenutzung. Vor diesem Hintergrund werden im vorliegenden Beitrag der aktuelle Stand der energetischen Biomassenutzung in Deutschland beschrieben, die (künftige) Rolle der energetischen Verwertung von biogenen Abfällen und Reststoffen erläutert und die aktuellen F&E-Aktivitäten des DBFZ hierzu vorgestellt. Abstract: Germany aims to have transformed into a climate-neutral society by 2045. This will only be possible under two preconditions: firstly, energy supply must be fully secured by renewable energies (RE) by then. In 2021, the share of renewable energies was below 16 % of total primary energy consumption, so a massive expansion and an optimised interplay of wind and solar energy, bioenergy, geothermal and hydropower electricity, heating/cooling and mobility will be necessary. Secondly, we need to progress from a "linear" economic system to a proper circular economy, and we are a far cry from this as well. In this regard, it will be key to shift industry supply with organic raw materials from petroto bio-based ones as far as possible. M. Nelles, E. Angelova, K. Deprie, K. Görsch, I. Hartmann, B. Herklotz, P. Kornatz, V. Lenz, F. Müller-Langer, F. Naegeli de Torres, S. Schaller, S. Narra, N. Rensberg, D. Thrän Michael Nelles & Co.-Autor*innen 96 Obwohl die durchschnittlichen Kosten bei der Wärmebereitstellung mit Pellets im Jahr 2021 bei etwa 4,8 ct/kWh lagen und somit bereits im vergangenen Jahr etwa 45 % günstiger als Erdgas waren, ist ein weiteres Wachstum des Pelletsegments ungewiss. Zwar erhöhen derzeit die Auswirkungen des Angriffskriegs Russlands gegen die Ukraine den Druck auf den Wärme-/Erdgas-Sektor, doch zugleich spricht sich das UBA (2022a) „aus Klimaschutz-, Luftreinhalteund ökologischen Gründen gegen die Installation von Holzheizungen“ aus, da es bei veralteten Heizsystemen oder/und nicht sachgemäßer Bedienung zu Emissionswerten kommt, die gesundheitsgefährdende Werte erreichen können. Demnach tragen Holzfeuerungen mit 8,2 % zu den Feinstaubemissionen (PM10)4 in Deutschland bei. Dabei machen jedoch Einzelraumfeuerungen auf Scheitholzbasis den größten Anteil aus. Die pauschale Ablehnung der Holzfeuerung lässt zudem außer Acht, dass moderne Systeme (zumindest auf dem Prüfstand) sehr niedrige Werte erzielen können (Tebert et al. 2020) und einige wenige, besonders emissionsarme Scheitholzöfen die Anforderungen des Umweltzeichens „Blauer Engel“ erfüllen, was das UBA (2021) an anderer Stelle selbst anerkennt. Damit können diese Anlagen, gerade in Kombination mit anderen Erneuerbaren, einen wichtigen Beitrag zur Klimaneutralität des Sektors leisten – wenn sie Marktund Bestandsanteile zukünftig dominieren. Abb. 5: „Festbrennstoffe – Aufkommen der verwendeten Holzrohstoffe 2016“, FNR auf Basis von Daten der INFRO e.K., (FNR 2018) 4 Partikel, die den größenselektierenden Lufteinlass eines Messgerätes passieren, der für einen aerodynamischen Durchmesser von 10 (PM10) Mikrometer (µm) eine Abscheidewirksamkeit von 50 Prozent aufweist. Quelle: Umweltbundesamt, URL: https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/ p?tag=PM10#alphabar, abgerufen am 18.05.2022 Smart Bioenergy 97 Wichtig wird es im Sinne der Nachhaltigkeit sein, die Zusammensetzung der biogenen Festbrennstoffe zu betrachten und den Einsatz von biogene Abfällen und Reststoffen zu erhöhen. Laut der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR) (s. Abb. 5) waren 28,5 % des gesamten Aufkommens an Festbrennstoffen in Deutschland im Jahr 2016 Sägestammholz (FNR 2018). Diese Holzsortimente sollten aber im Sinne einer optimierten Nutzung des Rohstoffs möglichst in höherwertige Nutzung und gerade auch zur CO2-Speicherung in dauerhafte Produkte fließen. Daher ist der Stammholzanteil zugunsten der verschiedenen Restund Nebenströme künftig deutlich zu verringern. Die in Deutschland verwendeten Holzpellets stammen hauptsächlich aus bei der Holzverarbeitung anfallenden heimischen Resthölzern (DEPV 2022). Dies ist ein Beispiel für eine wertschöpfende Verknüpfung von stofflicher und energetischer Nutzung von Biomasse im Sinne der Bioökonomie. Biogas Seit der Invasion Russlands in der Ukraine erlangen Biogas und Biomethan als mögliche Alternativen zu Erdgasimporten aus Russland eine hohe politische Aufmerksamkeit. Der Primärenergieverbrauch bei Erdgas lag im Jahr 2021 bei 871 TWh; davon importierte Deutschland immerhin 55 % aus Russland (Agora Energiewende 2022). Dem gegenüber stehen knapp 200 TWh an Wärme aus erneuerbaren Energien, davon lediglich 10 % aus Biogas und Biomethan. Der Anteil ist gegenüber dem Vorjahr sogar um 1,1 % zurückgegangen. Derzeit werden etwa 94 TWh Biogas erzeugt, was etwa 9 % des nationalen Erdgasverbrauchs entspricht. Ein direkter Ersatz von Erdgas durch Biogas in allen Anwendungen ist allerdings erst nach Aufbereitung zu Biomethan möglich. Dies erfolgt derzeit im Umfang von 11 TWh, was etwa einem Anteil von etwa 1 % am Gasmarkt entspricht. Darüber hinaus kann Biogas Erdgas ohne vorherige Aufbereitung in einzelnen Anwendungen ersetzen. Hierzu zählen flexibel erzeugter Strom (13 TWh bzw. 22 % der Strombereitstellung aus Erdgas) und (KWK-) Wärme (13 TWh bzw. 2 % der Wärmebereitstellung aus Erdgas). Diese Beiträge zur Energieversorgungssicherheit lassen sich mittelfristig nur begrenzt erhöhen. So könnte etwa der Anteil von Biomethan am Gasmarkt bis 2030 auf ca. 3 % ausgeweitet werden. Auch nach Einschätzung anderer Institutionen könnte Biogas einen Teil der russischen Importe ersetzen, wird aber in der Analyse zu kurzfristigen Maßnahmen derzeit nicht betrachtet (Agora Energiewende 2022, Leopoldina 2022). Michael Nelles & Co.-Autor*innen 98 Mittelfristig sieht die IEA5 allerdings ein wichtiges Potential für Biogas im EURaum (IEA 2022). An Biogasanlagen entstehende Wärme wird derzeit ganz unterschiedlich genutzt. Die Betreiber geben an, dass sie einen Teil für den Eigenwärmebedarf verwenden, aber auch extern verfügbare Wärme einer oder mehrerer Nutzungen zuführen. Wie die Ergebnisse der DBFZ-Betreiberbefragung (Rensberg 2022) allerdings zeigen, ist der Wärmenutzungsgrad je nach Anlagenkonzept, Leistungsgröße und Substratinput sehr unterschiedlich. Für das Bezugsjahr 2020 ergibt sich, dass der externe Wärmenutzungsgrad (nach Abzug des Eigenwärmebedarfs) gemäß den Rückmeldungen der Biogasanlagenbetreiber bei rund 63 % liegt. An einer Vielzahl von Biogasanlagen wird die erzeugte Wärme für die Beheizung von Wohnräumen, für die Warmwasserbereitstellung, für Trocknungsprozesse und die Bereitstellung in Wärmenetzen eingesetzt (s. Abb. 6). Abb. 6: Art der externen Wärmenutzung, absolute Anzahl der Nennungen und relative Häufigkeit bezogen auf die Stichprobe (n = 465) (Bezugsjahr 2020), Mehrfachnennungen möglich (Rensberg 2022) Dabei ist die Bedeutung der Wärmebereitstellung über Wärmenetze (Nahund Fernwärme) in den letzten Jahren gestiegen. Rund 57 % der Biogasproduktionsanlagen nutzt diese Form der Energiebereitstellung, wenngleich die hierfür eingesetzten Wärmemengen vergleichsweise gering bleiben (s. Abb. 6). Zugleich hat die Wärmenutzung aus Biogas in Trocknungsprozessen kontinuierlich zugenommen. Rund 74 % der aus Biogas bereitstellten Wärmemengen (ohne Berücksichtigung des Eigenwärmebedarfs für den Anlagenbetrieb) wird für Wärmenetze und für Trocknungsprozesse bereitgestellt (s. Abb. 7, Rensberg 2022). Diese Entwicklung unterstreicht, dass die Wärmenutzung aus 5 International Energy Agency 3  57% 34% 53% 12% 53% 2% 6% 0 50 100 150 200 250 300 Gebäude/ Wohnhaus/ Warmwasser Tierställe/ Geflügelaufzucht Wärmenetz Industrielle Prozesse Trocknungsprozesse Unterglasanlagen sonstiges Anzahl der Nennungen n=465 © DBFZ, 2022 Mehrfachnennungen möglich Smart Bioenergy 99 Biogas an ökonomischer Relevanz gewonnen hat und wahrscheinlich in den nächsten Jahren weiter gewinnen wird. Abb. 7: Entwicklung der externen Wärmenutzung nach Art der Nutzung (Anteil der Biogasanlagen mit jeweiliger Wärmenutzung), (Rensberg 2022) 2.3 Bioenergie im Verkehrssektor Im Verkehrssektor lag 2021 der Anteil der erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch bei 6,8 %. Seit zehn Jahren ist der Anteil somit relativ konstant und zwar konstant niedrig! Im Vergleich zum Vorjahr ist der Anteil sogar um 0,8 % gesunken, wofür der Rückgang beim Gesamteinsatz von Biokraftstoffen verantwortlich war. Insgesamt wurden etwa 12 % weniger Biokraftstoffe (bezogen auf den Energiegehalt) umgesetzt. Besonders betroffen war davon der Absatz von Biodiesel, der auf 2,4 Mio. Tonnen (minus 5 %) sank, mit 63,3 % aber immer noch den größten Anteil der erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch im Verkehrssektor ausmacht. Dem gegenüber steht ein Anstieg beim Ethanol-Einsatz um 5 % auf etwa 1,1 Mio. Tonnen. Bioethanol macht somit 21,3 % des Endenergieverbrauchs aus erneuerbaren Energien im Verkehrssektor aus. Ebenso im Wachstum begriffen ist der Einsatz von Methan, der 9 % höher lag als letztes Jahr und auf 965 Mio. kWh kam. Insgesamt hat Methan damit seinen Anteil von 2 % auf 2,5 % des Endenergieverbrauchs aus erneuerbaren Energien im Verkehrssektor erhöht. Die steigenden Absätze bei Bioethanol und Methan sind vorrangig auf die Umstellung der energiebasierten Biokraftstoffquote auf eine Treibhausgasvermeidungsquote zurückzuführen, denn die THG-Bilanz wurde ein zunehmend relevantes Wettbewerbskriterium für Biokraftstoffe. Dennoch ist die eingesetzte Biokraftstoffmenge (Energieäquivalent) insgesamt weitgehend gleichgeblieben. Der reine Stromverbrauch im Verkehrssektor machte 2021 etwa 12,9 % aus (AGEE-Stat 2022) – mit steigender Tendenz. Wie die Statistiken zeigen, wächst 4  0 10 20 30 40 50 60 70 80 2010 2012 2014 2016 2018 2020 AnteilderBiogasanlagen[%] ©DBFZ,2022 Sozialgebäude Trocknungsprozesse Stallbeheizung Michael Nelles & Co.-Autor*innen 100 die Elektromobilität sehr stark weiter. Gab es vor zehn Jahren gerade einmal 4.500 Elektro-Pkw, umfasst der Bestand an Personenkraftwagen mit reinem Elektroantrieb (BEV) derzeit (2022) über 618.500 Fahrzeuge. Hinzu kommen 566.000 Plug-in-Hybride. Da sich zugleich aber der Pkw-Bestand ebenfalls weiter erhöht, zuletzt auf 48,5 Mio. Pkw, macht die Elektromobilität nach wie vor nur einen marginalen Anteil im Verkehrssektor aus. Sowohl BEV als auch Plug-inHybride repräsentieren jeweils lediglich 1,3 % von der gesamten Pkw-Flotte in Deutschland (KBA 2022). Der Endenergieverbrauch aus erneuerbaren Energien im Verkehrssektor lag 2021 bei 39,4 Mrd. kWh. Erneuerbarer Strom stellte davon 12,9 % bereit (s. Abb. 8), wobei der größte Anteil auf den schienengebundenen Verkehr entfi el. Abb. 8: Endenergieverbrauch aus erneuerbaren Energien im Verkehrssektor 2021, Zahlen vorläufi g1, Verbrauch von Biodiesel (inkl. HVO6) im Verkehrssektor, ohne Landund Forstwirtschaft. 2berechnet mit dem Anteil erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch des jeweiligen Jahres. (AGEE-Stat, 2022) Die derzeit noch niedrigen Anteile bei BEV und Plug-in-Hybriden zeigen, dass der Verkehrssektor weiterhin vor sehr großen Herausforderungen steht, die Mobilität nachhaltig und klimaschonend zu gestalten. Zu beachten ist in dem Kontext auch, dass die Fahrzeugzahlen und die Gesamtfahrleistung immer noch anwachsen, so dass auch der Gesamtenergieverbrauch weiter ansteigt. Eine wichtige Vorgabe für die Transformation des deutschen Verkehrssektors hin zu mehr Klimaschutz und zur Nutzung von erneuerbaren Energien kommt von der EU. Mit der Erneuerbare-Energien-Richtlinie II (kurz RED II) wird das Ziel verfolgt, die Treibhausgasemissionen der Mitgliedsstaaten zu reduzieren. Wenn Deutschland allerdings bei den bestehenden Maßnahmen nicht nachbes6 Hydrotreated Vegetable Oils Smart Bioenergy 101 sert, ist bereits jetzt absehbar, dass es die Klimaziele der RED II von 40-42 % THG-Reduktion bis 2030 verfehlen werden. 2.4 Bioenergie im Stromsektor Zum ersten Mal nach einer jahrzenterlangen und kontinuierlichen Steigerung sank im Jahr 2021 die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien mit etwa 7 % auf 233,6 Milliarden Kilowattstunden (Mrd. kWh) im Vergleich zum Vorjahr (2020: 251,1 Mrd. kWh) (s. Abb. 9). Dazu hat laut UBA (AGEE-Stat 2022) vor allem der deutliche Rückgang (ca. 14 %, von 132,1 Mrd. kWh in 2020 auf 113,8 Mrd. kWh in 2021) bei der Stromerzeugung aus Windenergieanlagen an Land und auf See geführt. Der völlig unzureichende Zubau neuer Anlagen konnte im Jahr 2021 nicht die witterungsbedingten Verluste in der Stromerzeugung auffangen. Eine ähnliche Situation war auch bei der Stromerzeugung aus PV-Anlagen zu beobachten. Trotz der ebenfalls unzureichenden Leistungssteigerung der in Deutschland installierten PV-Anlagen stieg die Stromerzeugung aus PV-Anlagen im Jahr 2021 gegenüber dem Vorjahreswert nur etwa 1 % (von 2020: 49,5 Mrd. kWh auf 50,0 Mrd. kWh). Der Grund dafür liegt auch in den ungünstigen Wetterbedingungen mit weniger Sonnentagen als im Vorjahr. Abb. 9: Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. (UBA) Hrsg./Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat 2022) Im Jahr 2021 wurden laut UBA (AGEE-Stat 2022) insgesamt 50,4 Mrd. kWh Strom aus Biomasse (feste und flüssige Biomasse, Biogas, Biomethan, Deponiegas, Klärgas, Klärschlamm sowie biogener Anteil des Abfalls) erzeugt, etwa 1 % weniger gegenüber dem Vorjahr (2020: 50,9 Mrd. kWh). Zum einen wurde in 2021 bei den Biogasund Biomethananlagen 130 MW weniger Leistung zugebaut als in 2020. Zum anderen diente die neu installierten Leistung vor allem der Michael Nelles & Co.-Autor*innen 102 Flexibilisierung von und bedarfsgerechten Stromerzeugung durch Biogasund Biomethananlagen. Kaum Veränderungen sind bei den Anlagen zur Nutzung fester und flüssiger Biomasse zu verzeichnen. Einen leichten Anstieg konnte die Stromerzeugung aus Wasserkraftanlagen verzeichnen. Durch stärkere Niederschläge im Jahr 2021 erhöhte sich die Stromerzeugung aus Wasserkraftanlagen um etwa 4 % (auf 19,1 Mrd. kWh) im Vergleich zum Vorjahr (2020: 18,3 Mrd. kWh) (AGEE-Stat (2022). Biogas Im Jahr 2020 gab es in Deutschland rund 9.200 Biogasanlagen, die meisten davon im Nordwesten sowie im Süden des Landes. Gut 200 davon bereiten das produzierte Biogas weiter zu Biomethan auf. Seit dem Jahr 1992 nahm die Gesamtzahl an Biogasanlagen hierzulande jährlich zu, wobei der jährliche Zubau in den vergangenen Jahren bereits erheblich abnahm. Abb. 10: Datengrundlage: Größenklassenverteilung der Biogasproduktionsanlagen nach DBFZDatenbasis Anlagendatenbank und Daten des Anlagenregisters und ÜNB-Daten (Netztransparenz 2018. Zubau Güllekleinanlagen bis 75 kWel ab 2012 in der Leistungskategorie „70/75kW“ zugeordnet; installierte Anlagenleistung und Stromerzeugung bis 2019 nach AGEE-Stat 22020 (BMWI 2020), *Prognose DBFZ 2020 und 2021. ©DBFZ 2020 Seit 2012 wird kein signifikanter Zubau beobachtet, sondern überwiegend Leistungserweiterungen bestehender Anlagen, motiviert durch Flexibilitätszuschlag bzw. -prämie. Diese Instrumente schafften bzw. schaffen Anreize, zusätzliche Smart Bioenergy 103 elektrische Leistung für eine flexible, d.h. bedarfsorientierte Stromerzeugung durch neue und/oder leistungsfähigere BHKW bereitzuhalten und erzeugten Strom direkt zu vermarkten. Der geringe Neubau beschränkt sich auf Güllekleinanlagen (< 75 kWel) und wenige Anlagen zur Bioabfallvergärung. Die 232 Anlagen, die mit Stand Ende 2020 in Deutschland Biogas zu Biomethan aufbereiteten, hatten zu diesem Zeitpunkt insgesamt eine Aufbereitungskapazität von 146.959 Nm³/h. Das Einspeisevolumen betrug 9.847 GWh bei durchschnittlich 7.234 Volllaststunden. Laut Dena (2021) ist dies, wie bereits im Vorjahr, als Reaktion der Produzenten auf geringe Marktpreise zu sehen, d. h. die vorhandene und zugebaute Kapazität wurde nicht ausgenutzt. Im Bereich der Kraft-Wärme-Kopplung wird das Biomethan überwiegend aus nachwachsenden Rohstoffen erzeugt, während für die Kraftstoffproduktion überwiegend Abfälle und Reststoffe zum Einsatz kommen. Hier zeigt sich wiederum die Steuerungswirkung der THG-Quote, da Biomethan als Kraftstoff über jene zusätzlichen Einnahmen in Ergänzung zum Erdgaspreis erzielt (Daniel-Gromke et al., 2019). Entsprechend wurden laut Dena auch neue Anlagen vor allem für die Kraftstoffproduktion geplant sowie für den Einsatz von Gülle und/oder weiteren Abfallund Reststoffen (Dena 2021). Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen Ende 2021 waren in Deutschland ca. 145 Abfallvergärungsanlagen in Betrieb. In diesen werden organische Abfälle (mit einem organischen Anteil ≥ 90 %, massebezogen) wie getrennt erfasste Bioabfälle, Gartenund Parkabfälle, Speisereste, Abfälle aus der Lebensmittelindustrie oder sonstige organische Abfälle zur Biogasproduktion eingesetzt. In 97 Abfallvergärungsanlagen werden Biound Grünabfälle aus getrennter Sammlung eingesetzt – mit sehr unterschiedlichen Anteilen am Gesamtinput. Auswertungen der Datenbank des DBFZ zeigen, dass rund 80 Anlagen Vergärungsanlagen gemäß §27a EEG 2012/§45 EEG 2014/ §43 EEG 2017 sind. In den Jahren 2020 und 2021 gingen jeweils zwei neue Vergärungsanlagen in Betrieb. Drei davon werden dabei auf Basis getrennt gesammelter Bioabfälle (Biotonne und Grünabfälle) betrieben. Eine Verteilung der (Bio-)Abfallvergärungs-anlagen in Deutschland differenziert nach Betriebsstatus und Substratinput (Stand Ende 2018) ist in Abb. 11 dargestellt. Seit der Einführung einer gesonderten Förderung der Vergärung von Bioabfällen mit Inkrafttreten des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2012 sind in Deutschland rund 40 Abfallvergärungsanlagen in Betrieb gegangen. Rund die Hälfte dieser neuen Anlagen sind als sogenannte Vorschaltanlagen (vorgeschaltete Vergärung des Biound Grünabfalls vor der Kompostierung) an bestehenden Kompostierungsanlagen integriert worden. Ende 2021 waren in Deutschland knapp 60 Vergärungsanlagen mit einer nachgeschalteten Kompostierung in Betrieb. Michael Nelles & Co.-Autor*innen 104 Abb. 11: (Bio-)Abfallvergärungsanlagen in Deutschland differenziert nach Betriebsstatus und Substratinput, ©DBFZ Diese intelligente, kombinierte stofflich-energetische Nutzung und Verwertung der Abfälle und Reststoffe, verwertet diese effizienter und vermindert Treibhausgasemissionen. Aktuell bilden die o.g. 60 Anlagen mit einer Kombination aus Vergärung und Kompostierung nur einen kleinen Teil der laut UBA ca. 1.000 bestehenden Kompostierungsanlagen in Deutschland. Über die Hälfte des gesamten Bioabfalls wird daher weiterhin ohne energetische Nutzung (und THG-Minderung) kompostiert (UBA 2022 b). Es wäre daher sinnvoll, reine Kompostierungsanlagen mit einer Vergärungsstufe (gemäß Anforderungen der TA Luft) zu ergänzen bzw. geeignete Stoffströme, die bisher in reinen Kompostierungsanlagen verwertet werden, in kombinierte Anlagen zu lenken. Weitere Potenziale ergeben sich aus der konsequenten Umsetzung der Sammlung und Verwertung getrennt erfasster Bioabfallmengen sowie perspektivisch aus der Erfassung des Organik-Anteils im Restabfall (Denysenko et al. 2019). Das Öko-Institut war bereits im Jahr 2010 davon ausgegangen, dass bis 2020 etwa 80 % der Bioabfälle vergoren würden (Öko-Institut 2010). Diese Prognose hat sich nun als sehr optimistisch erwiesen, da dies Ende 2020 nur auf ca. 10 % des Bioabfalls zutraf. Wenn dieses Ziel ernsthaft erreicht werden soll, müssen die immer noch vorhandenen vielfältigen Hemmnisse abgebaut werden. Smart Bioenergy 105 3 Der Smart-Bioenergy-Ansatz des DBFZ sowie F&EAktivitäten zur Verwertung von biogenen Abfällen und Reststoffen 3.1 Smart-Bioenergy-Ansatz Das Deutsche Biomasseforschungszentrum (DBFZ) in Leipzig hat sich seit der Gründung im Jahr 2008 wie geplant zur zentralen Bundesforschungseinrichtung für die energetische und integrierte stoffliche Nutzung von Biomasse entwickelt. Im Rahmen der aktuellen Evaluierung des DBFZ durch den Wissenschaftsrat wurden u. a. das aktuelle Forschungs-, Entwicklungsund Innovationskonzept sowie die Roadmap als zukunftsweisend bewertet und dem DBFZ insgesamt „hochrelevante Forschung für ein kreislauforientiertes Wirtschaftssystem" bescheinigt. Dabei wurden nicht nur die Qualität der wissenschaftlichen Leistungen, sondern auch die sehr gute nationale und internationale Vernetzung des DBFZ mit der Industrie und der Wissenschaftslandschaft durch den Wissenschaftsrat (WR) hervorgehoben (WR-Evaluationsbericht, Februar 2022). Am DBFZ werden praxisnahe Lösungen entlang der Wertschöpfungsketten und -kreisläufe von Biomasse auf Basis des „Smart-Bioenergy-Ansatzes“ erarbeitet (Thrän 2015). Durch die angewandte Forschung und Entwicklung (F&E) von Technologien der energetischen und integrierten stofflichen Nutzung von Biomasse wird ein Beitrag zur Realisierung der klimaneutralen Gesellschaft geleistet. Die folgenden vier Prämissen setzen den Rahmen für die Gestaltung und die Umsetzung unseres Leitbildes (s. Abb. 12, Nelles et al 2021): Abb. 12: Prämissen des DBFZ, ©DBFZ 2021 Michael Nelles & Co.-Autor*innen 112 nent insgesamt lediglich 4 % (Teshome 2021; Gelan 2021; ACCP 2019). Für die größte Stadt Äthiopiens, Addis Abeba, liegt die Erfassungsquote bei 70 % (Kaza 2018). Ebenfalls werden sich perspektivisch die stofflichen und energetischen Eigenschaften des Abfalls ändern. Hauptursache hierfür ist der steigende Anteil an Konsumgütern im Abfall, bedingt durch den steigenden Lebensstandard. Ausgehend von einem Anteil von ca. 50% sind Nahrungsund Küchenabfälle und andere organische Abfälle die dominante Fraktion im Restabfall. 3.2.2 F&E-Schwerpunkt Biobasierte Produkte und Kraftstoffe Die Vision einer klimaneutralen und nachhaltigen Bioökonomie setzt den Rahmen für die Ausrichtung des Forschungsschwerpunkts „Biobasierte Produkte und Kraftstoffe“ am DBFZ. Dieser Rahmen ist maßgeblicher Bestandteil verschiedenster Prozessketten: Angefangen bei biogenen Roh-, Restund Abfallstoffen als erneuerbare Kohlenstoffquelle hin zu biobasierten Produkten und Kraftstoffen als Teil von Bioraffinerien. Dies berücksichtigt auch die Einbindung anderer erneuerbarer Energieträger. Somit sollen kohlenund nährstoffbasierte Stoffkreisläufe geschlossen werden. Die Entwicklung kreislaufgeführter Bioenergieträger, vor allem im Verkehrssektor und der Industrie, erfordert die Entwicklung von Verfahren und Konzepten, die Umsetzung und Skalierung im Laborund Technikumsmaßstab sowie eine umfängliche Technologiebewertung. Die umfassende Technikbewertung reicht dabei von involvierten Einzelprozessen bis hin zu kompletten Bioraffineriekonzepten und umfasst Prozesssimulationen, Kostenrechnungen und Lebenszyklusanalysen. Durch die rechnerische Übertragung experimenteller Ergebnisse auf den Produktionsmaßstab wird zudem die Prozessentwicklung kompletter Bioraffinerien unterstützt. Für die Entwicklung technischer Lösungen zur Vermeidung und Minderung von klimaund schadstoffrelevanten Emissionen bedarf es fundierter Kenntnisse über deren prozessbedingte Entstehung. Im Bioraffinerietechnikum des DBFZ werden biobasierte Produkte aus feuchten Biomassen und biogenen Restund Abfallstoffen durch hydrothermale Prozesse (HTP) sowie gasförmige Produkte aus trockenen Biomassen und biogenen Restund Abfallstoffen oder auch Zwischenprodukten durch thermochemische Vergasung untersucht. Für beide Konversionsschritte werden unterschiedliche Reaktorkonzepte verfolgt, die je nach Einsatzstoff und gewünschtem Produkt geeignet sind. Aus biobasiertem Synthesegas – aus der thermochemischen Vergasung oder anderen Quellen – lassen sich zudem synthetische Produkte herstellen. Für diese Untersuchungen werden spezifische Reaktoren entwickelt, betrieben und optimiert. Um biobasierte Produkte und Kraftstoffe auch aus komplexen Stoffmischungen aufreinigen zu können, wird zudem die benötigte Trenntechnik untersucht und entwickelt. Dabei wird sowohl die Gewinnung von festen als auch flüssigen Produkten verfolgt. Erst durch die sinnvolle Kombination dieser Prozessschritte ergeben sich Bioraffineriekonzepte, in denen vermarktungsfähige Produkte hergestellt werden können. Die Versuchsanlagen im Smart Bioenergy 113 Bioraffi nerietechnikum sind so ausgelegt und dimensioniert, dass sie möglichst industrienahe Ergebnisse liefern, um eine Grundlage für erste Betriebsparameter für die Skalierung der Bioraffi neriekonzepte zu liefern. Durch die Möglichkeit, komplette Verarbeitungsketten abzubilden, können auch entsprechende Produktmuster hergestellt werden. Pilot-SBG – Biobasiertes Methan als Baustein für einen klimaneutralen Verkehrssektor Das zuvor beschriebene Knowhow kommt im bislang einzigartigen Forschungsund Demonstrationsvorhaben „Pilot-SBG – Bioressourcen und Wasserstoff zu Methan als Kraftstoff – Konzeptionierung und Realisierung einer Anlage im Pilotmaßstab“ zur Anwendung. Das Akronym Pilot-SBG steht dabei für Pilotanlage Synthetisiertes Biogas. In diesem vom BMDV fi nanzierten Vorhaben sollen bislang unzureichend genutzte biogene Restund Abfallstoff e aus landwirtschaftlichen (v.a. Stroh und Gülle) und urbanen (v.a. Grünund Biogut) Szenarien in komplementären Rohstoff mischungen zu erneuerbarem Methan als Hauptprodukt umgesetzt werden. Dieses erneuerbare Methan soll in der Folge einen essentiellen Beitrag zur Dekarbonisierung des Verkehrssektors leisten. Dafür ist die Errichtung einer Pilotanlage im Technikumsmaßstab am Standort des DBFZ in Leipzig in vollem Gange. Einen Überblick über die Bausteine innerhalb des Vorhabens gibt nachstehende Infografi k (s. Abb. 17). Abb. 17: Übersicht über das Vorhaben Pilot-SBG, ©DBFZ Das Konzept der Pilotanlage im Sinne einer FuE-Technologieplattform kombiniert im Kern eine anaerobe Vergärung mit innovativen Vorund Aufbereitungsprozessen wie bspw. eine hydrothermale Rohstoff vorbereitung und Gärrestaufbereitung, diverse Trennverfahren zur Wertstoff gewinnung und ebenfalls Gärrestaufbereitung sowie eine abschließende katalytische Methansynthese Michael Nelles & Co.-Autor*innen 114 zur Erhöhung der Methanausbeute aus Biogas. Die individuellen Module werden jeweils kontinuierlich oder als Batch betrieben. Themenübergreifend werden Voruntersuchungen und ein Prozessparameterscreening anhand von Modellund Realbiomassen durchgeführt sowie konkrete Betriebskonzepte anhand entsprechender Prozesssimulationen erstellt. Zudem werden regionale und überregionale Potenziale betrachtet, die ebenso wie eine Kostenund Lebenszyklusanalyse in eine Machbarkeitsbewertung für konkrete Praxisanlagen einfließen. abonoCARE® – Es geht nicht immer nur um Kohlenstoff Neben der Nutzung biogener Restund Abfallstoffe zur Erschließung nachhaltiger Kohlenstoffquellen ist auch die Nutzung weiterer Biomassebestandteile essentiell. Ein sehr prominentes Beispiel ist hierbei die Erzeugung von phosphorhaltigen Recyclaten für eine nachhaltige Landwirtschaft. Dabei stellen Klärschlämme und tierische Güllen die größte einheimische Phosphorquelle in Deutschland dar. Abb. 18: Löslichkeit unterschiedlicher Phosphatspezies in Klärschlamm in Abhängigkeit der genutzten Fällung in der Abwasserreinigungsanlage. Quelle: Körner, P., Röver, L. (2022), „Ganz ohne Feuer – Phosphorextraktion aus Klärschlamm“, Müll und Abfall 4:190-196 Im BMBF-Vorhaben „abonoCARE® – Geschlossene Technologieketten für das Nährstoffrecycling aus organischen Reststoffen“ stehen vor allem diese biogenen Restund Abfallstoffe im Fokus und sollen als heimische Quelle für Stickstoff und Phosphor quasi angezapft werden. Das DBFZ arbeitet dabei konkret an der Entwicklung der säureund membranbasierten Phosphorabscheidung während der hydrothermalen Carbonisierung (HTC) insb. von Klärschlämmen sowie der energieeffizienten Trocknung von HTC-Kohle im Labormaßstab. Auch hier fließt v.a. das verfahrenstechnische Knowhow des DBFZ in die Entwick- Smart Bioenergy 115 lung einer kontinuierlichen Technikumsanlage zur hydrothermalen Behandlung von Klärschlamm und anschließender Heißentwässerung ein. Ziel ist dabei die Überführung von Phosphor in die wässrige Phase, die nach der HTC und Entwässerung zurückbleibt. Phosphor kann aus dieser wässrigen Phase dann mit üblichen Fällungsprozessen zurückgewonnen werden. Zusätzlich fällt eine Klärschlammkohle an, die deutlich trockener ist im Vergleich zu konventionell mechanisch entwässertem Klärschlamm. Wie komplex die Rückgewinnung von Phosphor in direkt pflanzenverfügbarer Form ist, verdeutlicht nachstehende Abb. zur Löslichkeit unterschiedlicher Phosphatspezies. 3.2.3 F&E-Schwerpunkt Intelligente Biomasseheizstrategien Die erneuerbare Wärmebereitstellung aus Biomasse hat immer noch den weit überwiegenden Anteil an der gesamten erneuerbaren Wärmebereitstellung und auch wenn derzeit mehr Wärmepumpen neu installiert werden als Biomasseheizanlagen, kommt es nur zu einer sehr langsamen Veränderung der Anteile erneuerbarer Wärme. Bisher basiert die erneuerbare Wärme im Endkundenbereich vor allem auf den verschiedenen Sortimenten an Holz (über 99 %). Hierbei wird in Einzelraumfeuerstätten vor allem gehacktes bzw. gespaltenes Primärholz eingesetzt, während im Bereich der automatisch beschickten Holzhackschnitzelund Holzpelletfeuerungen überwiegend Reststoffe aus der holzverarbeitenden Industrie oder der Wald-, Landschaftsund Straßenpflege eingesetzt werden. Diese Wärme (ggf. gekoppelt mit einer Stromerzeugung) dient häufig als alleinige oder prioritäre Wärmequelle. In Altholzkraftwerken und Müllverbrennungsanlagen werden Abfallhölzer getrennt oder gemischt mit anderen Abfallsegmenten zu Strom und/oder Wärme umgewandelt, wobei entweder die Stromerzeugung im Vordergrund steht oder die Abfallbeseitigung. Für eine zukünftige, smarte Wärmebereitstellung aus Biomasse arbeitet der Forschungsschwerpunkt Intelligente Biomasseheiztechnologien an drei wesentlichen Ansatzpunkten: 1) Reduzierung des Einsatzes hochwertiger Holzsortimente und Ersatz durch minderwertige Restund Abfallholzqualitäten sowie die Erschließung von alternativen biogenen Restund Abfallstoffen, 2) Entwicklung von hybriden Wärmeversorgungsanlagen und -konzepten in allen Leistungsgrößen, deren Hauptenergiequelle Umgebungswärme oder Solarthermie ist und die für die Spitzenlasten um Biomasse ergänzt werden, 3) Intelligente Systemregelungskonzepte, die den Biomasseeinsatz in hybriden Lösungen unter Systemdienlichkeitsgesichtspunkten minimiert sowie digitale Lösungen zur beschleunigten Marktdurchdringung. Michael Nelles & Co.-Autor*innen 116 Technisch hat die Aufbereitung von biogenen Restund Abfallstoffen zu hochwertigen biogenen Festbrennstoffen über verschiedenste Verfahren (sortieren, waschen, mischen, kompaktieren, torrefizieren) in den letzten Jahren erhebliche Fortschritte gemacht. An der rechtlichen Zulässigkeit des energetischen Einsatzes auch außerhalb der thermischen Entsorgung wird intensiv gearbeitet (s. AbfallEnde). Auch wurde die genehmigungsrechtliche Zulassung von Feuerungen für agrarische Reststoffe (Nr. 8 1.BImSchV) erreicht und an der Zulassung der Nr. 13 Brennstoffe wird gerade gearbeitet. Parallel zur Verschiebung der Biomassequellen gilt es, insgesamt den Biomasseeinsatz je erneuerbarer Heizungsanwendung deutlich zu senken. Hierfür unterstützt das DBFZ die Wärmenutzungskaskade, die einen Vorrang des Anschlusses an Wärmenetze inklusive der Abwärmenutzung vorsieht, dann die Erschließung der Umgebungswärme favorisiert und nur für die Objekte, in denen beide Optionen technisch oder zu vertretbaren Kostenmehraufwänden nicht möglich sind, Biomasseheizanlagen vorsieht. Dies trifft vor allem für wenig gedämmte Gebäude ohne Flächenheizungen zu. Da dies die Mehrzahl der Bestandsgebäude umfasst, ist aus Sicht des DBFZ der Ersatz der bestehenden Öloder Gasheizungen durch überwiegend auf Biomasse basierende Systeme unter Berücksichtigung der begrenzten Biomassepotenziale nur in Ausnahmefällen zu empfehlen. Vielmehr sollten hier prioritär Hybrid-Heizungssysteme aus Wärmepumpe und Biomasse zum Einsatz kommen, deren Konzeption und technische Optimierung am DBFZ vorangetrieben wird. Um mögliche Fehler in derartigen komplexen Systemen, wenn sie dann auch noch verbrennungstechnisch kritischere Brennstoffe einsetzen, schnell und automatisiert zu erkennen, arbeitet das DBFZ u. a. am Projekt IdDiaPro10. Hybrid-Systeme sind zunehmend in den Strom und Mobilitätsbereich einzukoppeln, so dass intelligente Reglungssysteme inkl. Einbindung von Wetterund Kostenprognosen zu entwickeln sind. Neben den passenden Lösungen arbeitet das DBFZ im Bereich digitaler Werkzeuge auch intensiv an modernen Lösungen, um Beratung, Planung, Umsetzung und Betriebsoptimierung zu vereinfachen, zu automatisieren und zu standardisieren, um nicht nur die Entscheidungen der Nutzer*innen zu beschleunigen, sondern auch die Umsetzungshemmnisse bis hin zum Handwerkermangel aufzulösen (s. OBEN). Projekt: AbfallEnde – Abfall-Ende-Eigenschaft unbehandelter holzartiger Reststoffe durch Aufbereitungsverfahren und Qualitätssicherung; Bundesministerium für Wirtschaft und Klima/Projektträger Jülich, 01.11.2019-30.09.2022 (FKZ: 03KB160) 10 IdentifikationvonMethodenzurDiagnose,PrognoseundBehebungvonnicht-nominalenBetriebszuständen in biomassebasierten Versorgungssystemen; Bundesministerium für Wirtschaft und Klima/ Projektträger Jülich, 01.03.2021 – 31.08.2022 (FKZ: 03EI5425 Smart Bioenergy 117 Die Umstellung der erdölbasierten auf eine biomassebasierte Ökonomie stellt eine wesentliche Herausforderung für die Gesamtwirtschaft dar. Biomasserohstoffe müssen in diesem Zusammenhang verstärkt einer Kaskadennutzung zugeführt werden. Die stoffliche Nutzung hochqualitativer Rohmaterialsortimente hat Vorrang vor deren energetischer Verwertung. Entsprechend müssen für die Bioenergieerzeugung zunehmend Reststoffe, Nebenprodukte sowie biogene Abfallstoffe mobilisiert werden. Im Vorhaben wird aus diesem Grund die Nutzbarmachung holziger Restund Abfallstoffe durch eine gezielte mechanische Aufbereitung untersucht. Die dabei entstehenden biogenen Festbrennstoffe sollen für die Erzeugung von regenerativer Wärme in kleinen und mittleren Feuerungsanlagen nach 1. und 4. BImSchV nutzbar gemacht werden. Im Sinne des Projektes soll durch erweiterte Sortierund Aufbereitungsverfahren in Verbindung mit der Qualitätssicherung der Nachweis erbracht werden, dass niedrig qualitative, naturbelassene Holzsortimente ein praktisch ungenutztes Brennstoffpotenzial darstellen. Folgende Schwerpunkte werden bearbeitet: 1. Herbeiführung der Abfall-Ende-Eigenschaft und Qualitätssicherung (QS) ●Durchführung von mechanischen Aufbereitungsverfahren zur Konzentrierung von Schadstoffen in einer im Anschluss abscheidbaren Fraktion ● Festlegung von Kontrollpunkten, Prüfintervallen und Analysen ●Erarbeitung von Qualitätsstandards für Hackschnitzel und Kompaktate aus holzigen Restund Abfallstoffen 2. Nachweis der Umweltverträglichkeit, Übertragbarkeit und Bilanzierung ●Nutzung in Feuerungsanlagen <100 kW und in einer Vergasungsanlage inkl. Emissionsmessungen und Ascheanalysen ● Wirtschaftlichkeitsbetrachtung sowie Ökound Stoffbilanzen ● Übertragbarkeit auf andere sowie gleiche Biomassearten untereinander 3. Formalrechtliche Stellungnahme ●Definitionen und Erarbeitung einer abfallund genehmigungsrechtlichen Stellungnahme zur Ableitung und Definition von Abfall-Endeund Produkteigenschaften Partner: DBFZ – Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbH, BEST – Bioenergy and Sustainable Technologies GmbH (Österreich), Fachhochschule Südwestfalen, Institut für Brennholztechnik IBT-Krämer Michael Nelles & Co.-Autor*innen 118 Projekt: IdDiaPro – Identifikation von Methoden zur Diagnose, Prognose und Behebung von nicht-nominalen Betriebszuständen in biomassebasierten Versorgungssystemen; Bundesministerium für Wirtschaft und Klima/Projektträger Jülich, 01.03.2021-31.08.2022 (FKZ: 03EI5425) Die Nutzung von biogenen Restund Abfallstoffen sowie von Biomassen minderer Qualität ist für eine nachhaltige Verwertung aller verfügbarer biogenen Stoffströme zunehmend von Interesse. Das führt zum einem zu einem höheren Verschleißrisiko der Komponenten und dadurch zu häufigeren Ausfallzeiten sowie zum anderen zu schwankenden Prozesszuständen. Der Betriebszustand und der technische Zustand der einzelnen Komponenten sowie des Gesamtsystems sind dabei in der Praxis für den Betreiber einer kleinen Anlage (im Leistungsbereich unterhalb von 500 kWth) kaum erkennbar, weil sich ein explizites Modell des Gesamtprozesses üblicherweise nicht kostengünstig erstellen lässt. Die Identifikation eines nicht-nominalen Betriebsverhaltens von biomassebasierten Versorgungssystemen kann dabei durch das Zusammenspiel aus bereits vorhandener, moderner Sensorik und leistungsfähigen Algorithmen mit vergleichsweise geringem Aufwand ermöglicht werden. Abb. 19: Projektmethodik, Quelle: Projektantrag Ziel des Forschungsvorhabens IdDiaPro ist es vor diesem Hintergrund, die vorhandene Datenbasis der Projektpartner aus Technikumsund Demonstrationsanlagen zu nutzen und damit eine Methodik zur Sicherstellung des effizienten und störungsarmen Anlagenbetriebes zu entwickeln (Abb. 19). Zusätzlich erfolgt im Rahmen des Projektes eine Bewertung des Betriebsverhaltens mittels (i) modellbasierter Analysemethoden, (ii) signalbasierter Analysemethoden, (iii) Methoden des maschinellen Lernens und einer Kombination aus den genannten Methoden. Damit sollen Lösungsansätze und Konzepte erarbeitet werden, die mit existierender Anlagen-, Informationsund Kommunikationstechnik implementiert werden können, um nicht-nominales Betriebsverhalten zu detektieren und zukünftiges Betriebsverhalten vorauszusehen. Erste Ergebnisse: Im Projekt wurden zunächst Algorithmen der Kategorie Unüberwachtes Lernen genutzt, um zu untersuchen, wie gut Prozessstrukturen bzw. -zustände, Anlagenstrukturen sowie Brennstoffeigenschaften mit jeweils Smart Bioenergy 119 mehreren Variablen (Features, Attributen) modelliert werden können, auch wenn dafür keine Kategorien vorhanden sind. Die genutzten Algorithmen gruppieren unsortierte Informationen auf der Basis von Ähnlichkeiten und Unterschieden innerhalb der Modelleingangsdaten. Projekt: OBEN – Ölersatz Biomasse Heizung; Bundesministerium für Wirtschaft und Klima/Projektträger Jülich, 01.09.2019-28.02.2023 (FKZ: 03KB156) Mit rund 16 % Anteil erneuerbarer Energien an der deutschen Wärmebereitstellung steht die Wärmewende noch am Anfang. Allein im Bereich der Ein-/ Zweiund kleinen Mehrfamilienhäuser sind noch rund 20 Mio. Ölund Gasheizungen im Betrieb, die in den kommenden 15 bis 20 Jahre vollständig auf erneuerbare Energien umgestellt werden müssen. Dazu sind die aktuellen Neuinstallationszahlen von erneuerbaren Wärmelösungen etwa zu verfünff achen. In einer umfangreichen Hemmnisanalyse hat sich gezeigt, dass zwar alle Informationen im Netz und bei vielen Akteuren vorhanden sind, dass es aber mindestens genauso viele Fehlinformationen gibt. Dadurch werden viele Interessierte von einer fi nalen Austauschentscheidung abgehalten. Außerdem fehlen für die zu realisierenden Stückzahlen Planer und Heizungsinstallateure. All diese Hemmnisse geht das Projekt mit Politikempfehlungen und digitalen Lösungsansätzen an (s. Abb. 20). Abb. 20: Ölersatz Biomasse Heizung, ©DBFZ 2021 Zentrale Erkenntnis ist der Bedarf nach einer bekannten und vertrauenswürdigen zentralen (digitalen) Anlaufstelle von der aus die Interessierten durch den gesamten Austauschprozess geleitet werden. Dabei sollen zur jeweiligen Zeit Michael Nelles & Co.-Autor*innen 120 genau die für die anfragende Person passenden Informationen in der richtigen Detailtiefe zur Verfügung gestellt werden. In einer ersten digitalen Umsetzung wird für die Interessierten entsprechend der wissenschaftlich nachhaltigen Wärmelösungspriorisierung eine Auswahlentscheidung erarbeitet und kommuniziert, um sich damit auf die konkrete Detailplanung fokussieren zu können. 3.2.4 F&E-Schwerpunkt Katalytische Emissionsminderung Die Umwandlung von regional verfügbaren biogenen Restund Abfallstoffen trägt im erheblichen Maße zur regenerativen Energieversorgung in Deutschland bei und kann aufgrund der Speicherbarkeit zur bedarfsgerechten Energieversorgung eingesetzt werden. Überdies trägt die Substitution von fossilen Energieträgern wie Kohle, Erdöl und Erdgas durch nachwachsende Biomasse zur Minderung der Abhängigkeit Europas von den genannten Energieträgern bei, deren Lagerstätten überwiegend außerhalb Europas liegen. Um zukünftig zur weitgehenden Minderung der Treibhausgasemissionen beizutragen, die aus der Wandlung von Biomasse resultieren, müssen insbesondere Luftschadstoffe wie Kohlenstoffmonoxid, Kohlenwasserstoffe, Rußpartikel und Stickstoffoxide sowohl durch primäre Maßnahmen an den Anlagen (z.B. optimierte und neuartige Reaktionsräume) als auch sekundäre Maßnahmen (z.B. anlagenintegrierte Katalysatoren und Elektroabscheider) vermieden werden. Mit in den letzten Jahren durchgeführten Forschungsprojekten zwischen Unternehmen und Forschungseinrichtungen konnten zahlreiche grundlegende Erkenntnisse erzielt werden, so dass durch technische Minderungsmaßnahmen eine Schadstoffabsenkung erreicht werden kann. Zudem zeigen die Ergebnisse aus marktnahen Untersuchungen, dass praktische Bedarfseinflüsse sowie übliche Praxisbedingungen in Kleinanlagen zur deutlichen Steigerung der Emissionen und zu geringeren Nutzungsgrade gegenüber Zulassungsund Abnahmemessungen führen. Deshalb müssen bei zukünftigen Entwicklungsstudien mit dem Ziel von „Nullemissionen in der Praxis“ diese Aspekte zusätzlich berücksichtigt werden und technische Entwicklungen entsprechend um umfangreiche Feldmessungen und Abgleich mit Herstellererkenntnissen erweitert werden. Auf diese Weise erfolgen für ausgewählte Anlagenkonzepte Demonstratorentwicklungen, die über Theorie und Labor bis hin zum Feld ausgiebig erprobt und weiterentwickelt werden. Die neuen WHO11-Empfehlungen zu Luftschadstoffen verdeutlichen, dass zukünftig erheblich effektivere Maßnahmen bei der Minderung von Luftschadstoffen wie Feinstaub und Stickstoffoxiden benötigt werden. Dies steht auch im Einklang mit dem EU-Ziel der Nullemissionen. Auch Kohlenwasserstoffe rücken stärker in den Fokus, da diese unter anderem als Vorläufer für bodennahes Ozon als toxisches und klimaschädliches Gas wirken. Auch Methan als sehr klimarelevantes Gas muss erheblich gemindert werden, um die Klimaschutzziele 11 World Health Organization Smart Bioenergy 121 erreichen zu können. Daher treiben wir am DBFZ die Entwicklung von entsprechenden katalytischen Verfahren weiter voran. Bei den Festbrennstoffen werden hochwertige Holzsortimente zukünftig durch biogene Rest-und Abfallstoffe ersetzt werden müssen. Die dabei auftretenden höheren Luftemissionen erfordern sehr effiziente kombinierte Verfahren zur weitgehenden Minderung von Staub, Ruß, Stickstoffoxiden und toxischen Spuren an PAK12 sowie polychlorierten Dibenzodioxinen und Dibenzofuranen. Die in den letzten Jahren begonnen Entwicklungsschritte sind für die angestrebte breite Marktrelevanz kostenseitig zu optimieren. Für die Methanminderung, beispielsweise an Biogas-BHKW, soll ein desaktivierungsstabiler Totaloxidationskatalysator praxisnah entwickelt werden. Dabei kommen die am DBFZ erarbeiteten vielversprechenden Ansätze zu porösem biogenen Silica als Katalysatorträger zur Anwendung. Weiterhin wird intensiv die Gewinnung von anorganischen Wertelementen aus biogenen Restund Abfallstoffen erforscht. Startpunkt für diese Forschungsarbeiten waren die erfolgreichen Projekte zur Herstellung von Biosilica aus Reisspelzen. Im Bereich der häuslichen Holzfeuerungen muss der Blaue Engel als freiwilliges Umweltzeichen für Einzelraumfeuerungen in der Branche umgesetzt und breit akzeptiert werden, um damit gesundheitsund klimaschädliche Rußpartikel erheblich zu mindern. Die Weiterentwicklung der Prüfund Messverfahren, z.B. für Partikelanzahlkonzentrationen, unter Beachtung der Übertragbarkeit auf die Praxis ist dabei von großer Bedeutung. Der Blaue Engel für Kaminöfen ist seit 2020 verfügbar. Seit Anfang 2022 ist zudem eine vom DBFZ mitentwickelte Blaue-Engel-Vergabegrundlage für Partikelabscheider an Bestandsanlagen im Bereich häuslicher Holzfeuerungen veröffentlicht worden. Die Vergabegrundlagen sind mittelfristig auf Aktualität zu überprüfen und ggf. an neue Erkenntnisse der Geräteund Messtechnik anzupassen. Projekt: PaCoSil – Verbrennung regional verfügbarer Reststoffe zur energetischen Nutzung von Biomasse und zur gekoppelten Erzeugung von biogenem Silika für Feinstaubfilter-Prozesse; Bundesministerium für Wirtschaft und Klima/Projektträger Jülich, 01.07.2021-30.06.20224 (FKZ: 03EI5436) Im Vorhaben PaCoSil wird erforscht, wie mit in Deutschland regional verfügbaren siliziumreichen biogenen Reststoffen regenerative Wärme und zusätzlich gekoppelt siliziumangereicherte poröse sowie röntgenamorphe anorganische Festkörper hergestellt werden können, um diese für die stoffliche Nutzung in umwelttechnischen Prozessen nutzbar zu machen. Bei der an die wärmege12 Polyzyklische Aromatische Kohlenwasserstoffe Michael Nelles & Co.-Autor*innen 128 Literatur/Quellen ACCP (2019): Data Book 2019. African Solid Waste Management. Hg. v. African Clean Cities Platform. URL: https://africancleancities.org/data/D2_S3_Jica_Databook. pdf, abgerufen am 04.05.2022. AGEB 2022: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V.: Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2021, URL: https://ag-energiebilanzen.de/, abgerufen am 14.02.2022 AGEE-Stat (2022): Erneuerbare Energien in Deutschland. Daten zur Entwicklung im Jahr 2021. Hintergrund // März 2022. Geschäftsstelle der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) am Umweltbundesamt, Umweltbundesamt (Hrsg.), ISSN 2363-829X. Agora Energiewende (2022): Energiesicherheit und Klimaschutz vereinen – Maßnahmen für den Weg aus der fossilen Energiekrise, Impuls-Publikation, April. Birhanu, Y. 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UN Water (2021): Summary Progress Update 2021: SDG 6 — water and sanitation for all, Genf, Juli. Kontakt Prof. Dr. mont. Michael Nelles, Wissenschaftlicher Geschäftsführer DBFZ - Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbH Torgauer Straße 116 04347 Leipzig.  +49(0)341.2434-112 |  [email protected] |  www.dbfz.de Universität Rostock Agrarund Umweltwissenschaftliche Fakultät Professur Abfallund Stoffstromwirtschaft Justus-von-Liebig-Weg 6 18059 Rostock  +49(0)381.498-3400 |  [email protected]  www.auf.uni-rostock.de/aw 131 Frank Baur, Patrick Hoffmann, Florian Noll, Bernhard Wern Klimaneutrale Wärmeversorgung der Zukunft – was kann und muss Bioenergie leisten? Zusammenfassung: Deutschland hat sich das Ziel gesetzt, bis 2045 Klimaneutralität zu erreichen. Das stellt insbesondere den lange vernachlässigten Bereich der Wärmebereitstellung vor die Herausforderung, umfassende Transformationsprozesse in kurzer Zeit bewältigen zu müssen. Biomasse ist im Hinblick auf die regenerative Wärmeversorgung der maßgebliche Leistungsträger, kommt jedoch bislang hauptsächlich im Bereich der Raumwärme im Rahmen von Einzelfeuerungen zum Einsatz. Bezüglich der erforderlichen Wärmewende, welche aufgrund der unterschiedlichen Anforderungen im gewerblich/industriellen Bereich sowie im urbanen und ländlichen Raum ein hohes Maß an Komplexität aufweist, muss dabei die Biomasse unter Berücksichtigung ihrer Eigenschaft auch hohe Temperaturen liefern zu können, mittelbis langfristig aber insbesondere industriellen Prozessen zugeführt werden. Der Einsatz im Bereich der Raumwärme ist als Brückentechnologie zu sehen und sollte sich im Kontext der Sanierungserfolge im Gebäudebestand reduzieren. Abstract: Germany has set itself the goal of achieving climate neutrality by 2045. This presents the long-neglected area of heat supply in particular with the challenge concerning a appropriate transformation processes in a short time. With regard to the renewable heat supply, biomass is the key performer, but so far it has mainly been used in the building sector in the context of individual furnaces. The necessary heat transition is very complex due to the different requirements in the commercial/industrial sector as well as in urban and rural areas. In a medium to long term biomass has to switch to industrial processes, taking into account its ability to deliver high temperatures. The use in the building sector is to be seen as a bridging technology and should be reduced in the context of the renovation successes in the building stock. 1 Wärmewende – Status quo und Herausforderungen Zur Erreichung des Ziels einer Klimaneutralität bis 2045 sind 100 % Erneuerbare Energien in allen Sektoren erforderlich. Der Wärme-/Kälte-Sektor (Raumwärme und Prozesswärme) beansprucht 2019 – bei einem Raumwärmeanteil von ca. 55 % (2.386 PJ; Rest: Prozesswärme) – aktuell knapp die Hälfte des Endenergieverbrauches. Der regenerative Wärmeanteil hat sich von 2010 bis 2020 nur geringfügig von 12,4 % auf 15,3 % erhöht (BMWK, 2021). Die im Koalitionsvertrag der Bundesregierung für 2030 formulierten Ziele, 50 % der Wärme klimaneutral zu erzeugen (SPD, Bündnis 90/Die Grünen, FDP, 2021), erscheinen vor dem Hintergrund dieser bisher eher schleppenden Entwicklung sehr anspruchsvoll, zumal die Wärmewende aufgrund der unterschiedlichen Rahmenbedingungen im gewerblich/industriellen Bereich sowie im urbanen und ländlichen Raum ein hohes Maß an Komplexität aufweist. Frank Baur, Patrick Hoffmann, Florian Noll, Bernhard Wern 132 Im Hinblick auf das regenerative Wärmeangebot stellt Biomasse derzeit mit 86 % den Großteil, wobei ca. 77 % des biogenen Anteils durch Festbrennstoffe (Holz) repräsentiert werden. Die restlichen ca. 23 % resultieren aus gasförmigen biogenen Brennstoffen (inkl. Biomethan sowie Klär-/Deponiegas), dem biogenen Anteil des Abfalls in Abfallverbrennungsanlagen und flüssiger Biomasse. Die verbleibenden, nicht biogenen Wärmequellen (Anteil ca. 14 %) speisen sich aus der Nutzung tiefer und oberflächennaher Geothermie, weiterer Umweltwärme sowie Solarthermie (AEE 2022 (1)). Die Ursachen des bislang eher geringen regenerativen Angebotes im Bereich der Wärmeversorgung sind sehr vielschichtig. Die Energiewende wurde bislang hauptsächlich als Stromwende begriffen, die Notwendigkeit einer umfassenden Wärmewende findet erst seit wenigen Jahren Eingang in diverse Handlungskonzepte und hat nicht zuletzt durch die jüngsten politischen Entwicklungen in Europa einen kräftigen Schub erhalten. Insbesondere in den vergangenen fünf Jahren und nochmal verstärkt in 2021 wurden die Förderregime des Bundes sowie einiger Bundesländer im Wärmesektor massiv ausgebaut. Als Beispiel sollen hier genannt werden die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (Wärmenetzsysteme 4.0), welche auf den Ausbau innovativer multivalenter Wärmenetzsysteme der vierten Generation fokussiert (BMWK, 2021) sowie die Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG), welche die Steigerung der Energieeffizienz und des Anteils der Erneuerbaren Energien im Gebäudebereich anreizt. Neben den Förderanstrengungen der letzten Jahre sind zahlreiche neue Gesetze und Novellen aktuell in Planung und werden die Rahmenbedingungen für Wärmewendeaktivitäten weiter verbessern (vgl. z.B. (IZES, 2022)). Trotzdem stagniert die Sanierungsquote im Gebäudebestand gemäß (dena, 2019) „weiter bei etwa einem Prozent pro Jahr, obwohl zum Erreichen der Klimaziele mindestens 1,5 Prozent notwendig wären“. Das liegt zum einen an den hohen Eigeninvestitionen, die Hausbesitzer trotz Förderungen nicht aufwenden können oder wollen. Zum anderen kommt verstärkt der Fachkräftemangel (u.a. Handwerk, Energieberater*innen) als Hemmnis zum Tragen. So weisen einschlägige Untersuchungen (z.B. (Kenkmann & Braungardt, 2018)) auf den hohen Bedarf an zusätzlichen Fachkräften hin. Die Zentralverbände des Handwerks sowie die IG Metall sehen durch die fehlenden Handwerker die Klimaziele in Gefahr (Petersdorff, 2022). Während im ländlichen Raum bei der regenerativen Wärmeversorgung Einzelfeuerungsanlagen auf Biomassebasis, Wärmepumpen und kleinere kommunale Biomasse-Wärmenetze dominieren, haben im städtischen Bereich multivalente Fernwärmenetze für den Gebäudebestand – gerade im Zusammenhang mit der geringen Sanierungsgeschwindigkeit – eine hohe Relevanz. Die Bundesregierung möchte daher den Ausbau und die Transformation von Wärmenetzen mit Klimaneutrale Wärmeversorgung der Zukunft – was kann und muss Bioenergie leisten? 133 hoher Priorität vorantreiben. Vor dem Hintergrund des Kohleausstieges wird so aktiv die Versorgung bestehender und bislang Kohle-basierter Netze mit verschiedenen Optionen Erneuerbarer Energien oder ihnen gleichgestellter Wärmequellen unterstützt. Nach einer Studie von (Fritz & Pehnt, 2019) betrug die Nettowärmeerzeugung von Kohlekraftwerken in 2016 rund 50 TWh. Ersatz muss in Zukunft v.a. durch solarund geothermische Anlagen, die Nutzung industrieller Abwärme, Biomasse/MVA-Abwärme sowie niederkalorische Wärmequellen wie Abwässer, Niedertemperaturabwärme oder Flusswasser in Kombination mit Wärmepumpen gefunden werden. Auch die Option grüner Wasserstoff – auf die hier nicht weiter eingegangen werden soll – kann hier langfristig greifen (Prognos, Öko-Institut, Wuppertal Institut, 2021). Derzeit werden in Deutschland über alle Wärmenetze zusammen bereits 24 TWh an regenerativer Wärme bereitgestellt. Der Bundesverband der Energieund Wasserwirtschaft (BDEW) geht dabei davon aus, dass 2020 ca. 17,4 % der in Deutschland erzeugten Fernwärme aus Erneuerbaren Energien stammt (BDEW, 2020). Den größten Anteil an der regenerativen Fernwärmeversorgung hat mit 44 % der biogene Anteil des Restmülls aus der energetischen Verwertung in Abfallverbrennungsanlagen. Zudem trägt Holz mit 31 % und Biogas/ Biomethan mit 22 % zur regenerativen Wärmeversorgung bei. Geothermie, Umweltwärme und Solarthermie spielen mit 3 % eine untergeordnete Rolle. Der regenerative Anteil an der Fernwärmeerzeugung hat sich dabei in den letzten 16 Jahren – vor allem aufgrund des Ausbaus biogener Quellen – stetig weiterentwickelt (vgl. Abb. 1). Abb. 1: Entwicklung des Anteils Erneuerbarer Energien in der Fernwärme (eigene Darstellung nach (AGEE-Stat, 2020)) 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 2005 2010 2015 2020 2021 Erneuerbare Energien in der Fernwärmeerzeugung 2005 bis 2021 (in GWh) biogener Anteil des Abfalls biogene Festbrennstoffe biogene gasförmige und flüssige Brennstoffe Biomethan Geothermie, Umweltwärme, Solarthermie Frank Baur, Patrick Hoffmann, Florian Noll, Bernhard Wern 134 In der Industrie wird der größte Anteil des Energieeinsatzes der Bereitstellung von Prozesswärme zugerechnet (rund 67 %) (AEE, 2022 (1)). Dabei wird nach wie vor zum größten Teil auf Erdgas (45 %) und Kohle (23 %) zurückgegriffen. Die Erneuerbaren Energien stellen mit 6 % einen noch vergleichsweise geringen Beitrag (AEE, 2022 (2)). Im Hinblick auf die erforderliche Transformation kommt zukünftig v.a. der Nutzung biogener Brennstoffe eine große Bedeutung zu, da nur diese – neben der Hochtemperaturabwärme – Prozesstemperaturen über 1.000 °C klimaneutral zur Verfügung stellen und somit eine große Bandbreite industrieller Temperaturanforderungen erfüllen können (Seitz & Estelmann, 2017). Für die Zukunft zeigen Studien wie z.B. (Prognos, Öko-Institut, Wuppertal Institut, 2021)), dass die Erneuerbare Wärme bis 2050 von 84 PJ auf 652 PJ ausgebaut werden könnte, was in etwa auch den Zielen der Bundesregierung entspricht. Dabei könnte Biomasse einen kleinen Ausbau erfahren, v.a. im Bereich Industrie und abgeschwächt im Bereich GHD. In den Privathaushalten dagegen wird nach einem kurzen Zuwachs bis 2030 ein Rückgang des Einsatzes von Bioenergie unter das derzeitige Niveau erwartet. Aufgrund der limitierten Potenziale können daher Verlagerungen der Bioenergie von den Privathaushalten hin zu Industrie und Gewerbe unterstellt werden. Somit lässt sich als erstes Zwischenfazit die Aussage treffen, dass zur Umsetzung einer stimmigen Wärmewende eine komplexe Herangehensweise erforderlich ist, welche die Elemente Energieeinsparung, Energieeffizienz und 100 % Erneuerbare Wärme/Kälte im Kontext eines integrierten und sozialverträglichen Gesamtsystems verbindet. Es geht dabei auch, aber nicht nur um die Installation neuer Technologien, sondern um eine zukunftsweisende und hinreichend flexible Verbindung der Sektoren Stadt-/Quartier-/Gebäudeplanung und Wärmeverteilung/Infrastruktur im Hinblick auf ein effizientes Zusammenspiel von Wärmequellen und -senken. Biomasse – insbesondere auf der Basis von Reststoffen – spielt dabei eine wichtige Rolle. Während sie im Bereich der Privathaushalte eine Brückenfunktion einnimmt und mittelbis langfristig rückläufig sein wird, wird ihre Bedeutung für die Industrie künftig zunehmen. Folgende Effekte bzw. Einflussfaktoren sind dabei zu berücksichtigen: ● Implikationen der zukünftigen deutschen Waldpolitik im Hinblick auf die im Klimaschutzgesetz geplante Reduzierung des Holzeinschlages um ca. 30 %, ● Mobilisierung bzw. Mobilisierbarkeit von Reststoffen im Kontext von effizienten Kaskadenprozessen, ● Erfolg der Umsetzung vorgeschlagener Kurzumtriebsflächen, ● Relevanz der Emissionen aus Feuerungsanlagen, ● Umgang mit Anbaubiomasse für die Biogasproduktion (Auswirkungen der BioSt-NachV), Klimaneutrale Wärmeversorgung der Zukunft – was kann und muss Bioenergie leisten? 135 ● Sozialverträgliche Umlenkung biogener Stoffströme vom privaten in den industriellen Bereich, ● aus den obigen Punkten resultierende Akzeptanzfaktoren. 2 Möglichkeiten der Bioenergie Eine bedeutende Eigenschaft der Holzverbrennung beinhaltet die Möglichkeit zur Erzeugung hoher Temperaturen. Deshalb wurde 2015 von Öko-Institut und Fraunhofer ISI (vgl. (Wern, et al., 2021) die Verschiebung der Biomassenutzung aus dem privaten Bereich hin zur industriellen Wärme und zu einzelnen Industrieprozessen (Metall, Glas und Keramik) im Vergleich zur Raumwärmeerzeugung mit dem höheren systemischen Nutzen begründet. Im Vergleich zur Biomasse alternative Möglichkeiten zur Prozesswärme-Bereitstellung werden dabei nur auf der Basis von Strom und Wasserstoff gesehen. Mittelbis langfristig muss jedoch von signifikant erhöhten Strombedarfen (u.a. aufgrund Elektromobilität, Wärmepumpen, H2-Produktion) ausgegangen werden (gemäß (Prognos, Öko-Institut, Wuppertal Institut, 2021) bis 2050 von 1.900 PJ auf rund 2.600 PJ) und die Herkunft, Nutzungspfade und Bereitstellungsmengen von Wasserstoff werden noch kontrovers diskutiert. Somit ist Biomasse erforderlich, um die aktuell große Nachfrage im Baubestand und der Industrie zu befriedigen. Holz aus dem in Deutschland nachhaltig bewirtschafteten Wald – z.B. Industrieholz sowie Waldrestholz – kann stofflich und energetisch genutzt werden (Wern, et al., 2021). Resthölzer sind Koppelprodukte, die bei der weitergehenden Produktion in der holzverarbeitenden Industrie anfallen und z.B. der Produktion von Holzpellets dienen. Am Ende des stofflichen Lebenszyklus steht Holz in Form von Altholz qualitätsabhängig zur stofflichen oder energetischen Verwertung zur Verfügung. Darüber hinaus wird nach den Szenarien von (Prognos, Öko-Institut, Wuppertal Institut, 2021) Energieholz im Kurzumtrieb auf landwirtschaftlichen Flächen angebaut oder entlang von Verkehrswegen bei der Landschaftspflege gewonnen. Künftig werden in den Szenarien von (Prognos, Öko-Institut, Wuppertal Institut, 2021) verstärkt Kurzumtriebsplantagen gesehen. Damit diese Flächen frei werden, müssten jedoch Anbaubiomassen für die Biogasproduktion aus der Landwirtschaft verdrängt werden. Diesen Annahmen und Szenarien steht die derzeitige Nachfrage nach Holzenergie in Wärmenetzen, in Privathaushalten und in der Industrie gegenüber. Dies gilt auch vor dem Hintergrund der aktuellen geopolitischen Herausforderungen und dem Beginn der CO2-Bepreisung im Wärmemarkt durch das BEHG. So stieg z.B. der Holzpelletabsatz von 2019 bis 2021 um rund 500.000 t (DEPV, 2022). In der Industrie aber auch in Fernwärmenetzen werden gleichzeitig größere Projekte zum Aufbau neuer Altholzkraftwerke angedacht. Unter anderem diese Überlegungen tragen zu derzeit sehr hohen Marktpreisen im AltholzSektor bei. Frank Baur, Patrick Hoffmann, Florian Noll, Bernhard Wern 136 Somit ist bei den Einsatzbereichen der Holzenergie klar zu unterscheiden zwischen den exergetisch und „gesamtsystemisch“ eigentlich wichtigen Optionen zur Bereitstellung hochkalorischer Energie und den derzeitigen Notwendigkeiten im bundesdeutschen Gebäudebestand, der nicht so schnell saniert werden kann wie es eigentlich notwendig ist. Biogas bietet ebenfalls die Möglichkeit einer Nutzung in industriellen Prozessen. Dabei könnten nach (Matschoss, et al., 2022) zusätzlich 22 % des Biogasanlagenbestandes bis zum Jahr 2030 unter derzeitigen ökonomischen und infrastrukturellen Voraussetzungen für die Biomethaneinspeisung aktiviert werden. Dies würde einer Arbeit von mindestens 25 TWh entsprechen, die der Industrie relativ kurzfristig bereitgestellt werden könnte. Zusätzlich kommt Biogas dezentral zum Einsatz und unterstützt die Wärmebereitstellung in Nahwärmenetzen. Sowohl Biogasals auch Biomethan-basierte Wärme verzeichnet derzeit eine sehr hohe Nachfrage. Neben existierenden landwirtschaftlichen Anlagen werden aktuell v.a. die noch bestehenden Potenziale für Bioabfallund Reststoffvergärungsanlagen aktiviert. In Konkurrenz zur wichtigen Rolle der Nutzung von Biogas im Wärmesektor steht der mögliche Rückbau von landwirtschaftlichen Biogasanlagen mit NaWaRo-Substraten und der diskutierte Umbau des Erdgasnetzes auf ein Wasserstoffnetz, der laut (Prognos, Öko-Institut, Wuppertal Institut, 2021) sehr schnell realisiert werden soll. Diese Entwicklung ist sowohl für die Neuprojektierung von Biomethanaufbereitungsanlagen als auch für die Konsolidierung bzw. Besicherung von Biogas-basierten Nahwärmenetzen hemmend. Auch die nachfolgend in Kapitel 3 beschriebenen Diskussionen rund um aktuelle gesetzliche Regelungen verunsichern den Markt. Dies wird u.a. durch die aktuellen Ausschreibungsergebnisse im EEG bestätigt. Biogene Gase sind also – neben der politisch gewollten Reduktion des Holzangebotes – die große Unbekannte für die künftige regenerative Wärmebereitstellung. 3 Die Nachhaltigkeitsfrage bei Bioenergie Bioenergie wird auf europäischer Ebene u.a. durch die RED II bzw. künftig die RED III und auf nationaler Ebene durch die Regelungen z.B. der BioSt-NachV (nur Stromproduktion) im Hinblick auf einige wenige ökologische Auswirkungen ihrer Nutzung hin bewertet. Eine gesamtsystemische Beurteilung findet in diesem Kontext nicht statt. Im Einzelnen fordert der Gesetzgeber seit dem 01.01.2022 für alle Anlagen zur Stromerzeugung ab einer FWL von 2 MW bei Biogas und 20 MW bei fester Biomasse einen Nachhaltigkeitsnachweis. In den Regelungen sind u.a. für die Landwirtschaft Flächen mit hoher biologischer Vielfalt (extensiv genutztes Grünland) sowie Flächen mit hohem C-Gehalt von der Nutzung ausgeschlossen. In der Forstwirtschaft werden u.a. die Einhaltung von LULUCF-Vorschriften und eine nachhaltige Walderneuerung eingefordert. Reststoffe, die nicht aus der Landund Forstwirtschaft bzw. der Fischund Aquakulturwirtschaft kommen, sind von den Regelungen ausgeschlossen. Mit diesen Regelungen wird indirekt Klimaneutrale Wärmeversorgung der Zukunft – was kann und muss Bioenergie leisten? 137 auch auf den Wärmemarkt Einfluss genommen, da viele Bioenergieerzeuger in KWK-Prozessen laufen. Aufgrund der Tatsache, dass derzeit im Vollzug viele Schwierigkeiten auftreten (z.B. das Fehlen von Zertifizierern und Zertifizierungssystemen), befürchtet die Branche, dass z.B. über KWK Kopplungsprozesse EE-Wärmeerzeuger wegfallen. Bei – eigentlich ineffizienteren – kleineren Wärmeerzeugungsanlagen greifen diese Regelungen nicht. Diese Entwicklungen machen dringend erforderliche Planungen im Hinblick auf eine defossilisierte Wärmeversorgung im Kontext einer KWK-Anwendung derzeit sehr schwer. Auch regt sich gerade z.B. in der Landschaftspflege Widerstand, da durch die oben genannten und evtl. weiteren Regelungen im Rahmen des neuen EEG’s die Möglichkeit der Vermarktung von Landschaftspflegegras sehr erschwert wird (Naturland, 2022). Für die Industrie wiederum bedeutet es umgekehrt, dass durch die BioSt-NachV evtl. Massen für die reine Wärmeproduktion frei werden, die in KWK-Prozessen nicht mehr genutzt werden können. Im Projekt BioRest (Fehrenbach, et al., 2018) wurden die in der Verordnung getroffenen Annahmen schon vorweg genommen. An Primärenergie stand dabei in etwa 900 PJ an Reststoff – Biomasse inkl. Waldholz (landwirtschaftliche Anbaubiomasse wurde ausgeschlossen) zur Verfügung, welche Szenarienabhängig in einer Bandbreite von 80-90 % dem Prozesswärmebedarf der Industrie zugeordnet wurde. 4 Fazit – Einbindung der Bioenergie in die Wärmeversorgung Bioenergie kann im Wärmemarkt viele Funktionen einnehmen. In Privathaushalten können z.B. Holzpellets Öl und Erdgas ersetzen und in Wärmenetzen kann Biomasse anteilig eine bisherige Kohle-basierte Versorgung substituieren, oder als ein Wärmelieferant in neuen Netzen eingesetzt werden. In den industriellen Prozessen kann Biomasse direkt für Einsparungen im Treibhausgasemissionshandel sorgen und damit auch dazu beitragen, wirtschaftlich tragfähige Lösungen zu ermöglichen. Die Vielfältigkeit von Biomasse und die unsicheren politischen Rahmenbedingungen sind für Projektierer und Investoren aktuell jedoch eine Herausforderung. Es müssen zudem neue niederkalorische Energieträger sowie Abwärmepotenziale in Wärmenetze mit eingebunden werden. Dies ist jedoch bei bestehenden Wärmenetzen und bei neuen Wärmenetzen mit unsanierten Gebäuden schwer, da hier meist hochkalorische Wärme gebraucht wird. Die Energie kalter Fernwärme ließe sich z.B. durch Wärmepumpen in den Gebäuden so anheben, dass im Bestand nicht großflächig Radiatoren ausgetauscht werden müssen. Somit könnten zügig bestehende Netze umgebaut werden und Biomasse würde frei für industrielle Zwecke. 145 Martin Maslaton Rechtliche Hemmnisse der nachhaltigen energetischen Nutzung von Biomasse und Lösungsansätze Zusammenfassung: Die Nutzung von Biomasse leistet einen entscheidenden Beitrag zum Gelingen der Energiewende. Aufgrund ihrer Speicherbarkeit ist sie insbesondere geeignet die Versorgung abzusichern. Bedeutung soll ihr insbesondere zur Dekarbonisierung bestimmter Sektoren wie Verkehr und Industrie zukommen. Trotz dieser Stellung als Energiequelle bestehen auch hier rechtliche Hemmnisse, die eine Nutzung erschweren oder abschreckende Wirkung entfalten. Hinzutritt die Komplexität des Vergütungssystems nach dem EEG. Beleuchtet werden soll nachfolgend die Gewährung des Technologiebonus für Alt-Anlagen gemäß § 8 Abs. 4 EEG 2004. Streit bestand diesbezüglich, ob die Bonuszahlungen auf den gesamten von der Anlage erzeugten Strom gewährt werden sollen oder lediglich anteilig auf den von einer ORC-Anlage erzeugten Strom. Das Landgericht Münster entschied durch Urteil vom 19.04.2021, dass das EEG 2004 in § 8 Abs. 4 einen Technologiebonus gewährt, der bei Erfüllung der benannten Voraussetzungen auf den gesamten durch die Anlage erzeugte Strom zu zahlen ist. Betreiber von Alt-Anlagen sollten daher prüfen, ob der Anspruch auf Technologiebonus gegebenenfalls für Ihre Anlage falsch berechnet wurde. Abstract: The use of biomass makes a decisive contribution to the success of the energy transition. Because it can be stored, it is particularly suitable for securing the supply. It is expected to play a particularly important role in the decarbonisation of certain sectors such as transport and industry. Despite this position as an energy source, there are also legal obstacles that make it difficult to use or have a deterrent effect. Added to this is the complexity of the remuneration system under the Renewable Energy Sources Act. In the following, the granting of the technology bonus for old plants according to § 8 para. 4 EEG 2004 will be examined. In this context, there was a dispute as to whether the bonus payments should be granted on the entire electricity generated by the plant or only proportionally on the electricity generated by an ORC plant. The Münster Regional Court ruled on 19 April 2021 that § 8 para. 4 of the EEG 2004 grants a technology bonus that is payable on the entire electricity generated by the plant if the specified requirements are met. Operators of old plants should therefore check whether the entitlement to the technology bonus was calculated incorrectly for their plant. 1 Einleitung 1.1 Bedeutung der Biomassenutzung Biomasse ist derzeit die bedeutendste Energiequelle zur Energiebereitstellung aus erneuerbaren Energieträgern. Die Gewinnung von Energie aus Biomasse hat dabei einen überragenden Vorteil gegenüber anderen erneuerbaren Energiequellen – die Speicherbarkeit der gewonnenen Energie. Martin Maslaton 146 Aufgrund dieses Vorteiles wird sich die Bedeutung der Biomassenutzung für die Energiewende wandeln. Die derzeit dezentrale Struktur von Biomasseanlagen soll aufgelöst werden und auf hocheffiziente Spitzenlastkraftwerke fokussiert werden. Biomasse kann aufgrund dessen „systemdienlicher“ eingesetzt werden. Beabsichtigt ist zudem diese in Sektoren wie Verkehr und Industrie zu nutzen. Diese Sektoren sind noch stark von herkömmlichen Energieträgern abhängig und zugleich auf eine gewisse Versorgungssicherheit angewiesen. 1.2 Hemmnisse der Nutzung von Biomasse Entgegen der Bedeutung, die der Biomassenutzung zur Energiegewinnung in Deutschland zukommt, wird sie seit einigen Jahren zunehmend „stiefmütterlich“ bedacht. Rechtliche Hemmnisse begegnen dem Betreiber einer Biogasanlage dabei in Planungsrechtlicher Hinsicht, in Bezug auf die zu verwendenden Einsatzstoffe und deren Nachweiserbringung sowie hinsichtlich der Förderung insbesondere durch das EEG 2021. Beispielhaft sei hierfür das Ausschreibungssystem zu benennen. Ausschreibungen für Biomasse werden regelmäßig deutlich unterzeichnet. Im Jahr 2021 war dies vor allem mit der Unsicherheit der Kalkulation begründet. Durch die Novellierung des EEG 2021 wurde ein Notifizierungsverfahren der EU-Kommission erforderlich. Bezüglich der Biomasseförderung war dieses hinsichtlich der Rechtmäßigkeit der Flexibilisierungsprämie von Bedeutung. Die Rechtmäßigkeit der Prämiengewährung wurde erst nach Abschluss der im Jahr 2021 durchgeführten Ausschreibungen durch die EU-Kommission bekannt gegeben. Anspruchsberechtigte Anlagenbetreiber standen daher vor der Problematik, ob und wie die Prämienzahlungen in die Kalkulation zur Abgabe des Angebotes einzubeziehen sind. Die Ausschreibung im März 2022 wurde nunmehr erneut unterzeichnet. Eine Begründung hierfür ist im Wandel des Energiemarktes zu sehen. Die Unsicherheiten aufgrund der globalen Situation treten derzeit in dem Energiemarkt seht deutlich hervor. Zugleich sind auch mit der erneuten Novellierung des EEG 2023 Unsicherheiten zu erwarten, die eine Unterzeichnung der Ausschreibungen begründen. Aufgrund des Wandels des Energiemarktes stellt das System der Ausschreibung eine Hürde für Anlagenbetreiber dar, für die jedoch auch die Novellierung des EEG 2023 noch keinen Lösungsansatz gefunden hat. Die vielfältigen Anpassungen des EEG an die aktuellen Gegebenheiten sind erforderlich, sie führen jedoch zu Rechtsunsicherheit. Mit jeder Änderung des EEG sind neue Förderziele verbunden. Für Altanlagen gelten jedoch die Vergütungsregelungen der jeweils zur Inbetriebnahme der Anlage geltenden Fassung Rechtliche Hemmnisse der nachhaltigen energetischen Nutzung von Biomasse und Lösungsansätze 147 des EEG fort. Dies führt zu Wertungsunsicherheiten. Die Clearingstelle-EEG versucht diesbezüglich Anhaltspunkte zu geben, es ist aber zu beachten, dass diese keine umfassende rechtliche Klärung darstellen. Diese kann nur durch ein Gericht erlangt werden. 2 Technologiebonus nach dem EEG 2004 2.1. Technologiebonus für ORC-Anlagen Ein Beispiel für widersprüchliche Rechtsauffassungen zwischen der Clearingstelle EEG und der gesicherten Rechtauffassung eines Gerichtes bezieht sich auf den Technologiebonus nach dem EEG 2004. § 8 Abs. 4 EEG 2004: „Die Mindestvergütungen nach Absatz 1 Satz 1 Nr. 1 bis 3 erhöhen sich um jeweils weitere 2,0 Cent pro Kilowattstunde, wenn der Strom in Anlagen gewonnen wird, die auch in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden, und die Biomasse durch thermochemische Vergasung oder Trockenfermentation umgewandelt, das zur Stromerzeugung eingesetzte Gas aus Biomasse auf Erdgasqualität aufbereitet worden ist oder der Strom mittels Brennstoffzellen, Gasturbinen, Dampfmotoren, Organic-Rankine-Anlagen, Mehrstoffgemisch-Anlagen, insbesondere KalinaCycle-Anlagen, oder Stirling-Motoren gewonnen wird...“ Die Höhe des Vergütungsanspruches wird in § 8 Abs. 4 EEG 2004 mit 2,0 Cent pro Kilowattstunde beziffert. Aus dem Wortlaut der Vorschrift geht jedoch nicht deutlich hervor, auf welcher Bemessungsgrundlage sich diese Erhöhung des Vergütungsanspruches berechnet. Aufgrund dessen war strittig, ob die Bonuszahlungen auf des gesamten von der Anlage produzierten Strom beziehen. Die Clearingstelle EEG | KWKG vertritt insoweit die Auffassung, dass lediglich der anteilig – beispielsweise durch eine ORC-Anlage – erzeugte Strom zusätzlich mit dem Technologiebonus vergütet werden muss. Die Aufgaben der Clearingstelle EEG | KWKG liegen jedoch gemäß § 81 Abs. 3 EEG 2021 darin, Streitigkeiten beizulegen oder zu vermeiden. Ihre Auffassung ist nicht bindend und ersetzt zudem nicht die gerichtliche Auslegung und Anwendung von Gesetzen. Die Rechtsprechung kam nunmehr zu einem anderen Ergebnis als die Clearingstelle EEG | KWKG. Martin Maslaton 148 2.2 Urteil des Landgerichts Münster vom 19.04.2021 – 015 O 107/19 Anhand der Auslegung des Gesetzestextes nach Sinn und Zweck, Wortlaut, Historie und Systematik gelangte das LG Gericht Münster in seiner Entscheidung vom 19.04.2021 (Az. 015 O 107/19) zu der Auffassung, dass der Technologiebonus für den von der gesamten Anlage erzeugten Strom zu zahlen ist. Mit der Einführung des Technologiebonus sollte dem Interesse Rechnung getragen werden „einen spezifischen Anreiz zum Einsatz innovativer, besonders energieeffizienter und damit umweltund klimaschonender Anlagentechniken zu setzen, deren Anwendung regelmäßig mit höheren Investitionskosten verbunden ist.“ Zum Zeitpunkt der Einführung des Technologiebonus wurde nur wenig innovative Technik in Anlagen verbaut. Durch das in Aussicht stellen einer gesicherten Refinanzierung sollte nunmehr der Anreiz geschaffen werden, innovative technische Verfahren in Anlagen einzubringen beziehungsweise derartige Anlagen zu errichten. Es wurden dabei möglichst hohe Wirkungsgrade bei niedrigen Schadstoffwerten angestrebt. Hinsichtlich des Sinns und Zwecks der gesetzlichen Regelung spricht deren Ausgestaltung für eine umfassende und weitreichende Förderung, deren Absicht es ist zunächst grundsätzlich innovative Technik zu fördern. Die Ausgestaltung des Gesetzes bietet nach Auffassung von Kritikern jedoch auch die Gefahr einer „Gießkannenförderung“, wie das Gericht es bezeichnet. Der Bonus ist dabei für die gesamte Zielgruppe der Anlagenbetreiber zugänglich und wird, auch wenn diese nur minimale technische Veränderungen vornehmen, bei Vorliegen der Voraussetzungen der Bonuszahlung, ausgezahlt. Der beabsichtigte Zweck der Förderung würde damit nur unzureichend erfüllt. Sofern sich die Bonuszahlungen lediglich auf den von der ORC-Anlage erzeugten Strom beziehen sollte, besteht zugleich die Gefahr, dass der Sinn und Zweck der Regelung nicht erreicht wird. Der Anreiz zum Einbau innovativer, teurer Technologie wäre zu gering um eine Vielzahl von Anlagenbetreibern von deren Nutzen zu überzeugen. Gleichwohl ist die ORC-Anlage in der Aufzählung von § 8 Abs. 4 EEG 2004 nur eine von mehreren Technologien, ohne dass dort eine spezielle Unterscheidung vorgenommen wird. Eine Auslegung nach Sinn und Zweck der gesetzlichen Regelung sieht das Gericht dennoch zunächst als „unergiebig“ an. Rechtliche Hemmnisse der nachhaltigen energetischen Nutzung von Biomasse und Lösungsansätze 149 Der Wortlaut des § 8 Abs. 4 EEG 2004 besagt, „wenn der Strom in Anlagen gewonnen wird, die auch in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden, und die Biomasse durch thermochemische Vergasung oder Trockenfermentation umgewandelt […] oder […] der Strom mittels […] OrganicRankine-Anlagen […] gewonnen wird.“ Das Wort „mittels“ in der Regelung bezieht sich auf den erzeugten Strom. Er könnte folglich den von der gesamten Anlage erzeugten Strom umfassen. Der Begriff der Anlage bezieht sich auf Absatz 1 des § 8 EEG 2004. Dort heißt es: „(1) Für Strom, der in Anlagen mit einer Leistung bis einschließlich 20 Megawatt gewonnen wird, die ausschließlich Biomasse im Sinne der nach Absatz 7 erlassenen Rechtsverordnung einsetzen, beträgt die Vergütung […]“ Der Begriff „Strom“ bezieht sich in Absatz 1 des § 8 EEG 2004 demnach auf den in der gesamten Anlage produzierten Strom. Es sei daher anzunehmen, dass die Begrifflichkeit „Strom“ auch in Absatz 4 des § 8 EEG 2004 den gesamten von der Anlage erzeugten Strom umfasst. Nach der Auslegung des Wortlautes ist der Technologiebonus demnach für den von der gesamten Anlage erzeugten Strom zu zahlen. Mit der EEG-Novelle 2009 wurde der Technologiebonus dahingehend verändert, dass dieser nunmehr gemäß § 27 Abs. 4 Ziff. 1 EEG 2009 ausschließlich auf Strom zu zahlen ist, der durch innovative Technologien erzeugt wird. Es wurde ferner die Anlage 1 eingefügt, die die Regelungen des bisherigen § 8 Abs. 4 EEG 2004 erfasst. In der Gesetzesbegründung wird ausgeführt: „Bei den Verfahren nach Nummer 3 entfällt der Technologiebonus nur auf den Teil des Stroms, der in den genannten, also innovativen, Verfahren erzeugt wird. Dies betrifft insbesondere nachgeschaltete Organic-Rankine-Cycle-Prozesse.“ Mit diesen Ausführungen beschränkt der Gesetzgeber ausdrücklich den Technologiebonus. Dieser ist im EEG 2004 noch weiter gefasst. Dies geht auch aus der Gesetzesbegründung zum EEG 2004 hervor: „Anders als im Absatz 3 ist der Bonus aber nicht nur für den im gekoppelten Betrieb gelieferten Strom zu zahlen.“ Nach Betrachtung der Gesetzeshistorie sollen Bonuszahlungen nach dem EEG 2004 für den in der gesamten Anlage erzeugten Strom ausgezahlt werden. Mit der Novellierung des EEG 2009 wurde der Technologiebonus beschränkt und nur noch auf den Teil des Stroms gewährt, der in innovativen Verfahren erzeugt wird. Martin Maslaton 150 Das Gericht betrachtete abschließend die Systematik des § 8 EEG 2004. So heißt es in Absatz 3 des § 8 EEG 2004: „Die Mindestvergütungen nach Absatz 1 Satz 1 erhöhen sich um jeweils 2,0 Cent pro Kilowattstunde, soweit es sich um Strom […] handelt […].“ In Absatz 4 wurde hingegen folgende Formulierung gewählt: „Die Mindestvergütungen nach Absatz 1 Satz 1 Nr. 1 bis 3 erhöhen sich um jeweils weitere 2,0 Cent pro Kilowattstunde, wenn der Strom in Anlagen gewonnen wird, die […] mittels […].“ Der Gesetzgeber hat in Absatz 4, der den Technologiebonus regelt, statt des Wortes „soweit“ die Formulierung „mittels“ gewählt. Das Wort „soweit“ dient in Absatz 3 der Einschränkung der Bonusgewährung. Auf diese hat der Gesetzgeber in dem direkt anschließenden Absatz aber verzichtet. Das Gericht führt hierzu aus: „Aufgrund der unterschiedlichen Benutzung in direkt aneinander angrenzenden Absätzen, die ihrem Regelungsgehalt nach beide einen Bonus auf die Mindestvergütung gewähren, ist anzunehmen, dass der Gesetzgeber bei der Reglung in Abs. 4 im Gegensatz zu Abs. 3 gerade keine Begrenzung des Technologiebonus vorsehen wollte.“ In Ansehung der Erwägungen des Gerichts ist davon auszugehen, dass das EEG 2004 in § 8 Abs. 4 einen Technologiebonus gewährt, der bei Erfüllung der benannten Voraussetzungen auf den gesamten durch die Anlage erzeugte Strom zu zahlen ist. 3 Fazit Anlagen, die nach dem EEG 2004 vergütet werden, können bei Erfüllung der Voraussetzungen des § 8 Abs. 4 EEG 2004 den Technologiebonus auf den gesamten von der Anlage erzeugten Strom erhalten Die Anlagen die bereits ORC-Anlage verbaut haben, können gegebenenfalls Nachforderungen prüfen lassen. Förderfähige Alt-Anlagen können hingegen den Einbau einer ORC-Anlage vor Ablauf der Förderungszeit prüfen, um ihre erwartete Rendite zu steigern. Zu beachten ist dabei, dass die Auffassung der Clearingstelle EEG diesbezüglich weiterhin von der Auffassung des Gerichtes abweicht. Es sind jedoch weitere dem Urteil des Landgerichtes Münster entsprechende Entscheidungen in der Sache zu erwarten. Rechtliche Hemmnisse der nachhaltigen energetischen Nutzung von Biomasse und Lösungsansätze 151 Literatur/Quellen Bundesverband der Energieund Wasserwirtschaft, Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zu Sofortmaßnahmen für einen beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien und weiteren Maßnahmen im Stromsektor, im Internet abrufbar unter: https://www.bdew.de/media/documents/2022-03-17_BDEW_ Stn_EEG_RefE_2023.p df Jens Vollprecht/ Paul Schwarz, InfrastrukturRecht, Die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung in (ziemlich) neuem Gewand, S. 53ff. Martin Brensmann, BIOGAS Journal, Biogasanlagen senken Börsenstrompreise!, S. 12 ff. BT-Drucksache 15/2864, S. 40 BT-Drucksache 16/8148, S. 79 Kontakt Prof. Dr. Martin Maslaton Maslaton Rechtsanwaltsgesellschaft mbH  +49(0)341.14950-0 |  [email protected] |  www.maslaton.de 153 M. Galander, D. Uhrlandt, M. Sauer, I. Stottmeister, J. Stukenbrock, Y. Gonzalez, C. Patrunky, Michael Galander, Dirk Uhrlandt, Mathias Sauer, Iris Stottmeister, Jenny Stukenbrock, Yvette Gonzalez, Constance Patrunky, Ronny Brandenburg, Rüdiger Hink biogeniV Bündnis Vorstellung Neue Verfahren und Technologien zur Verwertung biogener Reststoffe im östlichen MV Zusammenfassung: Das vom BMBF im Rahmen des „Wandel durch Innovation in der Region“ (WIR!)-Programms geförderte Bündnis biogeniV ist auf die Entwicklung neuer Technologien zur Verwertung bislang ungenutzter biogener Reststoffe inklusive Kohlendioxid fokussiert. Das WIR!-Programm zielt auf die Förderung von Innovationen, insbesondere durch Einbeziehung kleiner und mittelständischer Unternehmen (KMU) in strukturschwachen Regionen ab und fördert die Zusammenarbeit von Wirtschaft, Wissenschaft und Gesellschaft. Nach dem Start im September 2021 beträgt die Förderdauer bis zu 6 Jahre. Als geografisches Zentrum der landwirtschaftlich geprägten Region im östlichen MV und insbesondere aus gesellschaftspolitischer Verantwortung hat die Hansestadt Anklam die Herausforderung erfolgreich angenommen, die noch zu setzenden Rahmenbedingungen mit der Innovationskraft regionaler und überregionaler Forschung im Rahmen von biogeniV (V für Verwertung, Vernetzung, Vorpommern) in Einklang zu bringen. Zusammen mit der Cosun Beet Company (Zuckerfabrik Anklam) als einer der größten Verarbeiter von landwirtschaftlichen Kulturpflanzen in der Region und dem Leibniz-Institut für Plasmaforschung und Technologie als international renommierte Forschungseinrichtung wurde ein Bündnis von über 18 Partnern sowie weiteren Akteuren mit gemeinsamen Entwicklungszielen aufgebaut. Abstract: The biogeniV alliance, funded by the BMBF as part of the "Change through Innovation in the Region" (WIR!) program, focuses on the development of new technologies for the utilization of currently unused biogenic residues, including carbon dioxide. The WIR! program aims to promote innovation, particularly by involving small and medium-sized enterprises (SMEs) in structurally weak regions and promotes cooperation between industry, science and society. After the beginning in September 2021, funding will be awarded for up to 6 years. As the geographical center of the agricultural region in eastern Mecklenburg-West Pomerania and in particular due to its socio-political responsibility, the Hansestadt Anklam has successfully accepted the challenge of reconciling the framework conditions that have yet to be set with the innovative power of regional and national research through biogeniV. Together with the Cosun Beet Company (Anklam sugar company) as one of the largest processors of agricultural crops in the region and the Leibniz Institute for Plasma Science and Technology e.V. (INP) as an internationally renowned research institution, an alliance of over 18 partners and other stakeholders with common development goals was established. Thomas Paust 256 Aus dem PEGAKA-Reaktor wird über die vorhandenen Überschussschlammpumpen täglich in etwa die gleiche Menge an Schlamm abgezogen, wie ihm aus dem Faulbehälter zugeführt wird. Er wird in den Multifunktionsbehälter gepumpt (nur Rührwerk). Der PEGABB-Schlamm vermischt sich hier mit dem Primärund Überschussschlamm aus der Hauptbiologie. Das Gemisch entwässert ein Bandfilter auf TR-Gehalte zwischen 9-12 % TR. Damit füttert man den Faulturm mit Substrat, in dem ein TR-Gehalt zwischen 4,0-5,5 % aufrechterhalten wird (Umwälzung mit Tauchpumpen).“ Zitat Betriebsleiter F. Lohoff (modifiziert). Es läuft ein seit 3 Jahre andauernder Praxisversuch auf der KA Schwarzbachtal mit einem als PEGABBumgenutzten SBR-Becken. Das ist gut ausgestattetet mit Messtechnik (O2, Redox, NH4-N, NO3-N, TS, pH und Temperaturmessung), die aber bis auf die O2-Messung nur registrierend eingesetzt sind. In der patentgemäßen Steuerung/Regelung könnten wir die Größen TS-Gehalt, Redoxpotential und insbesondere die Entwicklung von NH4-N und NO3-N so beeinflussen, dass es zu besten Messwerten für alle erfassten Parameter für die Kläranlage kommt. Eine Reinsauerstoffbegasung/angepasste Steuerung/Regelung steht momentan immer noch nicht zur Verfügung (gemäß Patent DE 10 2015 118 988 B4). Es wurde bis Ende 2021 versucht, die Beschickung der PEGABB mit einem Anteil von 50 % im Mittel einzustellen – die andere Hälfte führte man der Kammerfilterpresse zu. Von daher muss man von einem modifizierten PEGAKA-Verfahren sprechen. Daraus ergibt sich folgende Bilanz 1.1 Massenbilanz Organik und Volumenstrom Schlammbehandlung Darstellung der Volumenströme in der Schlammbehandlung gemäß Abb. 3 ohne die Hauptstrombiologie. Die Auswertung bezieht sich auf das Jahr 2021. In diesem Jahr entwässerte man zusätzlich den Schlamm aus einem Schönungsteich über die vorhandene Kammerfilterpresse. Klärschlamm: 1.998 t/a (2018)  1.505 t/a (2021) { − 24,67 % }  12,0 kg TR/(Ea) (2018)  8,3 kg TR/(Ea) (2021)  Klärgas: 270.096 Nm³/a (2018)  425.044 Nm³/a (2021) { + 57,37 % }  339,1 Nl/kg oTS (2018)  422,4 Nl/kg oTS (2021)  15,0 Nl/(Ed) (2018)  20,7 Nl/(Ed) (2021)  Strom: 301.200 kWh/a (2018)  475.916 kWh/a (20 21) { + 58,01 }  (veraltetes BHKW, Anschaffung 2004) 6,1 kWh/(Ea) (2018)  9,3 kWh/(Ea) (2021)  vorhanden) Zukunft (2024?):  970.764 kWh/a (2024)  { + 222,30 % } (neues BHKW) (BHKW, neu)  18,9 kWh/ (Ea) (2024)  CO2-Einsparung: 142,8 t/a (2018)  225,6 t/a (2021)  460,1 t/a  Energieautarke Kläranlage schon ab 10.000 EW – PEGAKA-Verfahren – 257 Abb. 4: Volumen – und Massenstrom (o-TS bzw. GV) der Schlammbehandlung mit Gasbildung – Sonderbedingung: Zusätzliche Entschlammung eines Schönungsteiches der Kläranlage (insgesamt 4.549 m³/a) Bei dem Sankey-Diagramm wurde darauf verzichtet, die TR (TS)-Fracht abzubilden. Entscheidend für die Bilanz ist der Massenstrom an Organik, der in der Klärgasbildung und der thermischen Entsorgung des Klärschlamms endet. Folgende Schlüsse können daraus gezogen werden: ● Der Bandfilter trennt das aus dem Multifunktionsbehälter stammende Schlammgemisch bezüglich der Organik in etwa 50 zu 50 % auf. Eine Optimierung beim eingesetzten Filterband und den verwendeten Polymeren könnten die Beschickung des Faulturms mit Organik erhöhen (höhere Gasausbeuten). ●Die zugeführten Trübwassermengen aus Bandfilter und Kammerfilterpresse „verdünnen“ den abgezogen Faulschlamm aus dem Faulturm zu etwa 2/1 – das entspricht annähernd den Forderungen aus dem Patent, um den TS nach der Befüllung mit ausgefaulten Schlamm auf Größen zwischen TSBB = 5-6 g/l einzuregulieren. ● Das Verhältnis von Beschickung PEGABB (8.334 m³/a) und Kammerfilterpresse (9.454 m³/a) entspricht in etwa den geforderten Verhältnis 50/50 %. ● Ob der Schlamm aus dem Schönungsteich Organik enthält, kann mangels Messung nicht bilanziert werden. Deshalb kann die ausgewiesene organische Belastung im Faulschlamm höher sein, als berechnet – das hat dann Auswirkungen auf den Brennwert des Schlamms. ●Klärschlammanalytik vom 14.01.2021 Hu = 10.535 kJ/kg TR (ohne Schlamm aus dem Schönungsteich) und vom 09.06.2021 Hu = 8.199 kJ/kg TR (mit Schlamm aus dem Schönungsteich) – Beide Schlämme wurden thermisch entsorgt. Thomas Paust 258 1.2 Nutzung von Klärgas zur Stromproduktion – Weg zur Autarkie? Das Angebot der Stadtwerke Heidelberg, das BHKW auf der Kläranlage Schwarzbachtal zu betreiben, erfolgte erstmals Ende 2002 und wurde 2004 erneuert/angenommen. Gemessen an 2022 müsste das BHKW nun etwa 18 Jahre alt sein. Der erzeugte Strom wird über das EEG vergütet und sollte 2024 aus der Förderung fallen. Die Leistungsdaten werden vom Hersteller mit einer elektrischen von 90 kW und einer thermischen Leistung von 155 kW angegeben. Die Wirkungsgrade lauten ηel. = 32 % und ηth. = 55 %. Die Stadtwerke haben die Verfügbarkeit des BHKWs mit 8.000 Bh/a zugrunde gelegt. Aktuellere Untersuchungen von Aschmann/Effenberger [5] zeigen aber auf, dass man mit 8.490 Bh/a von im Jahr möglichen 8.760 h/a ausgehen kann. Damit ließen sich für beide genannten Betriebsstunden der BHKW bei Volllast 680.000 kWh/a bzw. 721.650 kWh/a erzeugen. Das Alter der BHKW-Anlage spielt für die folgenden Betrachtungen durchaus eine Rolle, da die Verfügbarkeit in dem betrachteten Zeitraum bei sehr viel niedriger Nutzungsdauer lag. Die Daten lauten: 2018: 5.972 Bh/a 2019: 6.940 Bh/a 2020: 6.377 Bh/a 2021: 7.148 Bh/a Wie beide zitierten Autoren ausführen, kostet der Betrieb bei niedriger Nutzungsdauer eines BHKW höhere Gasmengen, um den Strom zu erzeugen. Gleichfalls haben Untersuchungen gezeigt, dass die elektrische Leistung mit zunehmenden Alter des BHKW immer weiter abnimmt (können bis zu 5 % ausmachen). Das kann durch eine Vollwartung in Teilen wieder gutgemacht werden. Eine entsprechende Wartung wurde Ende 2020 durchgeführt. Das führte dann bis zur Mitte 2021 zu einem erhöhten Gasverbrauch des BHKW mit entsprechend höheren Stromproduktion. Abb. 5: Stromverbrauch der Kläranlage und erzeugte Strommenge über das BHKW. Projiziert wird der aus dem Faulturm erzeugte Energiegehalt mit einem optimalen ausgelegten BHKW Energieautarke Kläranlage schon ab 10.000 EW – PEGAKA-Verfahren – 259 Der Stromverbrauch der Kläranlage Schwarzbachtal hat sich in den ersten drei Jahren des betrachteten Zeitraums nur wenig verändert. 2021 beobachtet man eine deutliche Zunahme um etwa 300.000 kWh/a. Das ist auf die Inbetriebnahme der SBR-HL als Durchflussanlage zurückzuführen, da die Gefahr einer Überschreitung der Ablaufwerte zu befürchten war (u.a. durch sehr hohe Lastspitzen im Zulauf). Das vorhandene BHKW kann trotz der Jahr für Jahr steigende Gasmenge aus dem Faulturm ab 2019 kaum mehr Strom erzeugen. Erst nach der technischen Generalüberholung der Anlage hat es Ende 2021 zu einer deutlichen Anhebung der Stromquote gegeben. Allerdings ist man weit weg von der theoretischen Spitzenleistung von 721.650 kWh/a (60,5 % Eigenstromerzeugung). Gerechnet mit einem modernen BHKW mit einem elektrischen Wirkungsgrad von ηel. = 38 % (Spanne der angebotenen BHKW ηel. = 35-42 %) so reicht die Leistung des bestehenden BHKW von 90 kW noch aus. Für die Gasmenge und deren Energieinhalt läge die Leistung 2020 schon bei 100 kW und 2021 bei 114 kW elektrische Leistung des BHKWs. Für 2021 entstünde damit ein elektrischer Deckungsgrad durch Eigenenergie von knapp 65 %. 2021 hat das zuständige Wasserwirtschaftsamt der Kläranlage verschärfte Überwachungswerte für den Ablauf erteilt. Zudem ist die Kläranlage seit Jahren über die Auslegungsgrenze von 35.000 EW (+ 40,6 % / + 15,4 % / + 46,6 % / + 46,5 %) überlastet und hat mit Fremdwasseraufkommen um die 60 % zu kämpfen. Die Kläranlage wurde 2005 umfassend saniert (2012 ein neuer Faulturm gebaut). Die Steuerung/Regelung der Biologie entsprach den damals innovativen Gesichtspunkten/Flexibilität/Stand der Technik. Siebzehn Jahre später (2022) hat die Steuer-/Regelungsund Messtechnik mehrere Innovationszyklen hinter sich, die man nutzen kann/sollte. Folgende energieoptimierende Maßnahmen haben wir zugrunde gelegt, um den Gesamtenergieverbrauch der Kläranlage zu senken: ●Optimierung der biologischen Stufe z.B. nach dem C-N-P-Konzept mit verbesserter Steuerung/ Regelung und abgesenkten O2-Gehalt in den belüfteten Zonen (Nitrifikationsphasen) ca. 215.000 kWh/a ● Ausrüstung der PEGABB mit Reinsauerstoffbegasung und Adaption der Steuerung/ Regelung gemäß PEGAKA-Patent DE 10 2015 118 988 B4 – momentane Begasung mit Gebläse 46 kW ca. 165.000 kWh/a ● Umstellung der PEGABB auf 60 % Beschickung (nur noch 40 % zur Kammerfilterpresse) – das wird seit Anfang Januar 2022 durchgeführt. Durch mehr Klärgas Erhöhung der Gasund Stromproduktion ca. 225.000 kWh/a Thomas Paust 260 ● In die Betrachtung nicht mit einbezogen ist die Rücknahme der SBR-HL als Durchflussanlage. Insbesondere die Hebung des gesamten zufließenden Abwassers auf das Niveau des Hochbehälters und die Teilbelüftung des Beckens mit 46 kW-Verdichter sind energieintensiv. Potentielles Einsparpotential: ca. 300.000 kWh/a Herstellung der Energieautarkie mit 108,9 % gemäß Abb. 5 (rechte Spalte 2001*) 1.3 Kläranlagen der Größenordnung 10.000-35.000 EW mit Faulturm und PEGAKA-Verfahren Der DWA-Kläranlagen-Leistungsvergleich [6] 2020 weist einen energetischen Deckungsgrad von 36 % für Deutschland und für Österreich von 41 % (ÖWAV) durch selbst erzeugten Strom aus. Damit ist Deutschland noch sehr weit weg von einer annähernden Autarkie kommunaler Kläranlagen. „Danach gibt es in Deutschland 3.136 Kläranlagen mit einer Gesamtausbaugröße von 140 Mio. EW, die eigene Faultürme haben“ nach Roos unter Berufung auf das statistische Bundesamt [7] Eine Leistungssteigerung durch das PEGAKA-Verfahren ist oben angedeutet. In der Vergangenheit sah man die Ausrüstung von Kläranlagen mit Faultürmen der Ausbaugrößen von ≤ 50.000 EW als nicht wirtschaftlich an (wobei die Grenze fallbezogen beweglich war). Mittlerweile hat sich bedingt durch die stürmische Entwicklung der Biogastechnologie eine Anbieterstruktur gebildet, die kompakte, in Fertigbauweise und schnell zu errichtende Faultürme herstellen und liefern kann. Oftmals sind da schon die Gasspeicher mit integriert. In Deutschland gibt es etwa 1.200 Kläranlagen der Größe 10.000-35.000 EW. Davon haben etwa 400 Anlagen schon Faultürme, die die Gasausbeute durch die PEGAKA-Technologie erhöhen könnten. Da verbleiben dann noch 800 Kläranlagen, die Faultürme nachrüsten könnten. Zusammen mit dem PEGAKA-Verfahren besteht die Chance, die Gesamtanlage energieautark oder sogar energiepositiv zu betreiben. Momentan existieren einige Förderprogramme auf EU-, Landesoder Bundesland-Ebene, die eine hohe Förderquote aufweisen. Eine Finanzierung der Investitionen erleichtert der sehr kurzzeitige Return of Investment (ROI) durch Einsparung von Strombezugskosten und Kosten der Klärschlammentsorgung. In dem obigen Beispiel haben wir das PEGAKA-Verfahren unter Einbeziehung der vorhandenen mechanischen Schlammentwässerung beschrieben. Allerdings ist uns bei unseren zahlreichen Laborversuchen und bei der Untersuchung in unserer halbtechnischen Anlage aufgefallen, dass der aus dem Schrägfilter anfallende Schlamm die Eigenschaft besitzt, Wasser zu drainieren/verdunsten. Die Beobachtung haben wir im Labormaßstab nachvollzogen. Energieautarke Kläranlage schon ab 10.000 EW – PEGAKA-Verfahren – 261 Abb. 6: Der statisch entwässerte Schlamm aus der PEGABB entwässert unter Umgebungsbedingungen von 10,6 % TR innerhalb von 31 Tagen auf einen TR-Gehalt von 86,9 % TR ohne Staub zu bilden. Während des 9-monatigen Versuches wurde der in der Anlage gesammelte Schlamm in einem Absetzcontainer gestapelt und entwässerte da unter sehr schlechten Bedingungen auf immerhin 24,5 % TR (keine Drainage, geringe Oberfläche) (Bild: Drainage aus Schlammcontainer Schrägfilter) Kläranlagen in der Größenordnung 10.000-35.000 EW haben bei klassischen Betrieb ohne Faulung schon relativ geringe Klärschlammmengen, die zu entsorgen sind. Durch die Faulung an sich reduziert sich die Menge weiter. Das PEGAKA-Verfahren setzt dem noch ein deutlichere Reduktion auf. Für den hohen Wasserverlust des PEGABB-Schlamms bedarf es einer adäquaten Fläche, die eine gute Verdunstung erlaubt und die Entwässerung des Schlamms unterstützt. Da der Schlamm innerhalb von 30 Tagen getrocknet ist, hält sich der Flächenbedarf für eine Drainage-/Verdunstungsfläche in Grenzen. Im Folgenden sei eine Kläranlage als Beispiel genannt, die mit 30.000 EW ausgelegt wurde (1998) und momentan nur noch mit < 20.000 EW belastet ist. Trotzdem ist der Klärschlammanfall mit 1.300 t/a (nach einem Gespräch Ende 2021 mit dem technischen Leiter sind es wohl nun mehr als 1.600 t/a) immer noch sehr hoch. Den zum Betrieb notwendige Strom kauft man nach aktuellen Preisen der Leipziger Energiebörse ein. 2021 gab es eine bemerkenswerte Erhöhung der Strompreise, die bis heute noch nicht abgeschlossen ist. Eine Projektstudie zur Nachrüstung mit einem Faulturm/Peripherie und dem PEGAKA-Verfahren soll technische und wirtschaftliche Lösungen aufzeigen. Thomas Paust 262 Abb. 7: Schlammstrecke der nachgerüsteten Kläranlage mit Gasproduktion und Schlammbehandlung nach dem PEGAKA-Verfahren. In dieser Variante nutzt man die Selbstentwässerung des PEGAKA-Schlamms aus Der zu bauende Faulturm soll ein Volumen von 280 m³ haben. Die theoretische Verweilzeit beträgt 13-15 d. Die PEGABB haben wir mit ~ 200 m³ Beckenvolumen ausgelegt; der theoretische Sauerstoffbedarf ist mit gut 10 t/a sehr niedrig. Die Rezirkulationsquote beträgt hier 2/1. Das sind alles Standardwerte und lassen sich nach unseren Erfahrungen im Betrieb weiter optimieren. Die wichtigsten Vorteile gegenüber den jetzt bestehenden aeroben Betrieb der Kläranlage sind: ● Abgesehen davon, dass es vorher überhaupt kein Klärgas gab, gibt es durch die PEGAKA-Technologie noch einmal gut 50.000 Nm³/d mehr an Gas – das ist eine theoretische Steigerung von ca. 35 % (wie oben gezeigt, lässt sich das praktisch auf mindestens 55 % steigern). ●Die Eigenstromerzeugung deckt demnach 50 % des Strombedarfs der Kläranlage. Nicht mit einbezogen ist die Senkung des Strombedarfes der Hauptbiologie, weil die Primärschlammentnahme die Biologie besonders bei den sauerstoffzehrenden Summenparameter CSB/TOC und BSB5 absenkt und damit den Luftbedarf durch Verdichter absenkt. Die Senkung der Rückbelastung insbesondere mit NH4-N gehört ebenfalls dazu, die bekanntlich zu höheren Energieverbrauch führt. Zudem muss man kein C-Management zur weitergehenden Stickstoffentfernung mit potentiellen Dosierung von C-Quellen betreiben. Energieautarke Kläranlage schon ab 10.000 EW – PEGAKA-Verfahren – 263 ● Besonders gravierend wirkt sich die Anwendung des PEGAKA-Verfahrens in dieser Variante auf den Klärschlammanfall aus. Aus den bisher bekannten Mengen (2020) von 1.311 t/a mit 23,5 % TR-Gehalt werden dann berechnete knapp 100 t/a mit 85 % TR. ● Die hier gewählte 50/50 %-PEGAKA-Variante könnte optimiert werden, so dass die Zahlen für den Gasanfall/ Klärschlammentstehung noch günstiger werden. ● Die Umwelt wird bei der Umstellung mit den vorliegenden Zahlen um 175 t/a CO2 entlastet. Nicht betrachtet bleiben dabei der Transport des Klärschlamms zur weiteren Verwertung (sei es in der Landwirtschaft oder zur thermischen Verwertung). Abgesehen von den notwendigen Investitionen zur Errichtung einer Faulung und einer PEGAKA-Anlage senkt die Umstellung von aeroben auf dann aerob/anaeroben Betrieb der Kläranlage die Betriebskosten beträchtlich (über Senkung der Investkosten durch Förderung oder Verrechnung mit der Abwasserabgabe siehe weiter oben). Bislang entsorgt die Anlage den Klärschlamm noch in die Landwirtschaft zur bodenbezogenen Nutzung. Aber spätestens 2032 muss wegen der Verpflichtung zur P-Rückgewinnung der Klärschlamm meist verbrannt werden. Abb. 8: Finanzielle Konsequenzen aus der Umstellung auf aerob/ anaerobe Betriebsweise inklusive PEGAKA-Varianten a) mit Nutzung/Einbeziehung der Schlammentwässerung und b) unter Ausnutzung der Selbstentwässerung des PEGAKA-Schlamms Die Einführung eines Faulturms in das Portfolios der Kläranlage bringt gegenüber des Betriebs aus dem Jahr eine Reduktion der Betriebskosten um ca. 90.000.- €/a (-33 %). Die PEGAKA-Variante unter Einbeziehung der vorhandenen Schlammentwässerung (hier Kammerfilterpresse) senkt die Betriebskosten um ca. 165.000.- €/a (-58 %). In der Variante Abschaffung Schlammentwässerung und Ausnutzung der Selbstentwässerung (SE) sind dann sogar Einsparungen von 193.050,48 €/a (-68 %) möglich. Unberücksichtigt bleiben da die Kosten Thomas Paust 264 für den Betrieb der Kammerfilterpresse in Form von Energie (Strom) und Chemikalien zur Schlammentwässerung (Mannkosten). Aus den Erfahrungen unseres 3-jährigen PEGAKA-Betrieb auf der Kläranlage Schwarzbachtal sollte es möglich sein, die mit einem Faulturm und der PEGAKATechnologie zu einem energieautarken oder sogar energiepositiven Betrieb zu optimieren. Abb. 9: Beispiel kleiner Faultürme: KomBio-Reaktor (Faulbehälter und Gasspeicher in einem) mit 200 m³ Faulvolumen – Lipp GmbH [8] (Links), Arequa GmbH [9] (Mitte), Weltec Biopower GmbH [10] (Rechts) 2 Zusammenfassung Folgende Punkte sprechen für das Verfahren: ● Das PEGAKA-Verfahren wandelt mehr organische Inhaltsstoffe in Klärgas um. Unter dem damit zusätzlichen verbundenen Wasserverlust reduziert sich der Klärschlammanfall deutlich. ●Durch die vollständige Behandlung der Trübwässer aus der mechanischen Schlammentwässerung lassen sich deren Inhaltsstoffe stark reduzieren, insbesondere der NH4-N um etwa 90 % (TÜV-Gutachten [11]). Das senkt den Energiebedarf der Hauptstrombiologie und spart möglicherweise die notwendige Zugabe von C-Quellen. ● Aus dem erhöhtem Klärgasaufkommen lässt sich mit BHKW/Mikrogasturbinen etc. grüner Strom erzeugen. Das stärkt die Eigenstromquote der Kläranlage. Es besteht die Chance, einen energieautarke bzw. sogar energiepositiven Kläranlagenbetrieb sicherzustellen. ●Die damit verbundenen CO2-Einsparungen helfen, das auf der COP26Klimakonferenz in Glasgow 2021 bekräftigte Bekenntnis zur Begrenzung auf < 1,5 °C Erderwärmung zu erreichen. ●Volkswirtschaftlich betrachtet könnte Deutschland innerhalb von 1-2 Jahren durch Nachrüstung aller bestehenden Kläranlagen mit Faulturm durch Ergänzung der PEGAKA-Technik eine Reduktion von ≥ 300.000 t/a CO2 und mehr schaffen [12] [13] . Energieautarke Kläranlage schon ab 10.000 EW – PEGAKA-Verfahren – 265 ● Etwa 800 Kläranlagen in dem Segment 10.000-35.000 EW haben noch keine anaerobe Stufe – da ist noch ein hohes Potential zu erschließen, um den Stromverbrauch und den CO2-Ausstoß zu senken. ●Für eine potentiell nachzurüstende Kläranlage mit einer Belastung ca. 20.000 EW(real) ergibt sich exemplarisch in der Kombination Nachrüstung Faulturm/Ergänzung mit PEGAKA-Verfahren: Erzeugung von Klärgas: 200.000-250.000 Nm³/a Stromproduktion: 430.000-540.000 kWh/a CO2-Einsparungen durch Eigenstromproduktion: 172 t/a-217 t/a ……. und das beispielhaft für 800 Kläranlagen Abb. 10: Entwicklung des Klärschlammaufkommens und der Gaserzeugung innerhalb des 3-jährigen Versuches zum PEGAKA-Verfahren (modifiziert) Literatur/Quellen [1] Kaleß, M. Kohlenstoffausschleusung zur Verbesserung der Energieeffizienz kommunaler Kläranlagen. Aachen: Hrsg. Prof. Dr. Ing. J. Pinnekamp GFA, 2018 ISBN 978-3-938996-54-6 [2] 28. Leistungsvergleich kommunaler Kläranlagen Stromverbrauch und Stromerzeugung Hrsg. DWA Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abwasser e.V. 2018 [3] Albert, A. Verfahren zum Betreiben einer Biogasanlage. DE 10 2015 118 988 B4 Deutsches Patentund Markenamt, 24. 05 2018 [4] Albert, A. Verfahren zum Betreiben einer Bioreaktoranlage. DE 10 2017 109 733 B4 Deutsches Patentund Markenamt, 25. 4 2019 [5] Aschmann, V.; Effenberger, M., Verlauf des elektrischen Wirkungsgrades Biogas betriebener BHKW über die Betriebsdauer, 2012, Seite 47-48 Hrsg. Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft (LfL), Vöttinger Straße 38, 85354 Freising-Weihenstephan Internet: http://www.LfL.bayern.de [6] 33. Leistungsvergleich kommunaler Kläranlagen – Entwicklung des Stromverbrauchs Hrsg. DWA Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abwasser e.V. 2020 Anna Bur, Katja Weiler, Joachim Pertagnol, Bernhard Wern 272 Die Produktion von Düngeprodukten aus Gärresten kann auf ● frischen Gärrückstände aus Pflanzen (CMC 4) ●auf anderen Gärrückständen als frische Gärrückstände aus Pflanzen (CMC 5) ●oder Folgeprodukte im Sinne der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 (CMC 10) basieren. Für die Betreiber von Biogasanlagen ist die Nutzung von tierischen Nebenprodukten gemäß der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 jedoch problematisch. In Deutschland gibt es gemäß EEG folgende Arten an Biogasanlagen: Güllekleinlagen, Abfallvergärungsanlagen, NaWaRo-Anlagen und Biomethananlagen. Bedingt durch finanzielle Anreize des sogenannten Güllebonus (EEG 2009) werden in Deutschland Biogasanlagen zumeist mit Nachwachenden Rohstoffen und Gülle betrieben, da dies neben dem Schließen von Nährstoffkreisläufen auch energetisch, zur Steigerung der Biogasausbeute sinnvoll ist (vgl. Amon 2013). Dies schließt jedoch eine Nutzung als Komponentenmaterial aus, denn CMC 4 berücksichtigt ausschließlich pflanzliches Ausgangsmaterial und CMC 5 schließt tierische Nebenprodukte explizit aus (siehe Annex II). Dies bedeutet, dass Gärreste aus hiesigen Biogasanlagen, wenn Gülle zugegeben wird, keine CE-Zertifizierung erhalten können, da sie nicht zulässiges Ausgangsmaterial gemäß Verordnung verwenden. Gärreste mit Gülleanteil könnten ggf. CMC 10 zugeordnet werden, da diese Komponentenkategorie sich explizit auf Tierische Nebenprodukte bezieht. Laut Düngeproduktverordnung sind alle Folgeprodukte im Sinne der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 dieser Kategorie zugehörig, wenn sie am Endpunkt der Herstellungskette angelangt sind. Durch delegierende Rechtsakte sollen diese Endpunkte definiert werden. Das Europäische Kompostnetzwerk (ECN) weist in seinem Bulletin 3-2022 hin, dass aufgrund der fehlenden Vorgabe zum Ende der Herstellungskette ein faktischer Ausschluss von Düngeprodukten auf der Basis von tierischen Nebenprodukten festgestellt werden kann. Dies bedeutet, dass flüssige und feste Gärreste auch dieser Komponentenkategorie nicht zugeordnet werden können. Die Nutzung von Gärresten als CE-zertifiziertes Düngeprodukt ist somit ausschließlich Biogasanlangen auf Abfalloder NaWaRo-Basis möglich. Das angestrebte Ziel der Düngeproduktverordnung die Nutzung von recycelten Nährstoffen zu fördern, wird dadurch konterkariert. Wie Eingangs beschrieben existiert die Düngeproduktverordnung neben dem nationalen Düngemittelrecht. Dadurch können Biogasanlagenbetreiber in Deutschland die Qualität von Gärresten weiterhin durch bspw. die Gütegemeinschaft Kompost sichern lassen. Der Hauptunterschied besteht darin, dass dieses Düngemittel nicht als Produkt bezeichnet werden darf und es nur mit Gärrest als Düngeprodukt 273 restriktiven Auflagen auf dem europäischen Binnenmarkt gehandelt werden kann (Bur 2021b). 2.4 Handlungsbedarfe und Empfehlungen an die Politik Es besteht dringender Handlungsbedarf. Durch die aktuelle Fassung der europäischen Düngeproduktverordnung wird ein Großteil möglicher, organischer Recyclingdüngemitteln aus dem europäischen Marktgeschehen ausgeschlossen. Gerade der derzeitige Mangel an Mineraldüngern und dessen Preis kann die Etablierung von Recyclingdüngemitteln auf dem europäischen Markt verbessern. Dazu sollten durch die Europäische Union zügig Endpunkte in der Produktionskette für Tierische Nebenprodukte definiert werden (vgl. Weiler 2022). In Zusammenhang mit der Definition des Endpunktes der Produktionskette könnte auch für CMC 5 der Ausschluss von Tierischen Nebenprodukten wegfallen. Somit würde die Möglichkeit eröffnet werden, dass auch diese als Ausgangsmaterial genutzt werden könnten. 3 Zusammenfassung & Ausblick Durch die europäische Düngemittelproduktverordnung ist es für landwirtschaftliche Biogasanlagen mit einem üblichen Substratmix aus tierischen Nebenprodukten und Nachwachsenden Rohstoffen bisher aus rechtlichen Gründen nicht möglich eine CE-Zertifizierung und den damit verbundenen Produktstatus zu erhalten. Der Zugang zum europäischen Düngemarkt bleibt für diese Recyclingdüngemittel daher bisher versperrt bzw. die Möglichkeit des grenzüberschreitenden Handels wird erschwert. Unter dem zunehmenden Preisdruck für mineralische Dünger ist jedoch ein politisches Handeln unerlässlich, da Recyclingdüngemittel an Bedeutung gewinnen und eine europaweite Qualitätssicherung als auch der grenzüberschreitende Handel gewährleistet werden muss. Durch eine Anpassung der Düngeproduktverordnung, so dass Gärreste als hochwertige Düngeprodukte gehandelt werden können, werden diese einen Beitrag zur Refinanzierung von Biogasanlagen leisten können. Literatur/Quellen Ahrens, S. (2022): Verbrauch von Düngemittel in der Landwirtschaft in Deutschland nach Nährstoffart 2019. Statista.de. https://de.statista.com/statistik/daten/studie/161842/umfrage/verbrauch-ausgewaehlter-duenger-in-der-landwirtschaft-indeutschland/ (zuletzt abgerufen 30.3.2022) Amon, T., Döhler, H., Grebe, S., Klages, S. Roth, U., Wilken, D., Wulf, S. (2013): Qualität und Verwertung des Gärrückstandes. In: FNR (2013): Leitfaden Biogas. Von der Gewinnung zur Nutzung. 6. Überarbeitete Ausgabe. Gülzow-Prüzen. Anna Bur, Katja Weiler, Joachim Pertagnol, Bernhard Wern 274 Ashekuzzaman, S. M., Redmond, C., Murphy, J. Bourke, M. (2019): Using recyclingbased fertilisers towards better crop nutrient stewardship within agro-industrial food supply chain. Irish Plant Scientists’ Association Meeting. Bockholt, K. (2022): Düngerkrise: Was ist knappe Gülle nun wert? So müssen Sie rechnen. Hohe Mineraldüngerpreise. Agrarheute. München. https://www.agrarheute.com/pflanze/getreide/duengerkrise-knappe-guelle-wert-so-muessenrechnen-588599 (zuletzt abgerufen am 4.4.2022) Bur, A. (2021a): Certification Scheme. ReNu2Farm-Report. IZES. Saarbrücken. Bur, A. (2021b): Europarechtliche Impulse durch die Düngeprodukteverordnung. Chancen und Hemmnisse für die Bioökonomie. DBFZ Biogasfachgespräch. 3.11.2021. Bur, A., Laub, K., Weiler, K., Wern, B. (2021c): Cross-border trade: certification schemes for recycling derived organic fertiliser (RDF). 17th International Conference on Environmental Science and Technology. Athen, Greece. Deutscher Bauernverband e. V. (2017): Faktencheck. Stickstoff, Landwirtschaft und Umwelt. Berlin. www.faktencheck-landwirtschaft.de (zuletzt abgerufen 30.3.2022) DLG - Deutsche Landwirtschafts-Gesellschaft (2017): DLG-Merkblatt 397. Gärreste im Ackerbau effizient nutzen. 2. Auflage. Frankfurt. https://www.dlg.org/de/landwirtschaft/themen/pflanzenbau/pflanzenernaehrung/dlg-merkblatt-397-gaerreste-im-ackerbau-effizient-nutzen (zuletzt abgerufen 26.04.2022). European Compost Network ECN e.V. (2022): In a loss for the Circular Economy, Fertilising Products containing animal by-products are frustrated from entering the Single Market under the Fertilising Products Regulation (FPR). ECN E-BULLETIN No. 3_2022. https://www.compostnetwork.info/?mailpoet_router&endpoint=view_in_ browser&action=view&data=WzEyNiwiZmIzNzg4ZmQ3MTNmIiwxLCI0OGFhM DIiLDEwOSwwXQ (zuletzt abgerufen 5.4.2022). Fachverband Biogas e.V. (o. J): Zahlen und Fakten. Freising. https://www.biogas.org/ edcom/webfvb.nsf/id/DE-Zahlen-und-Fakten (zuletzt abgerufen 30.03.2022). Landwirtschaftskammer Rheinland-Pfalz: Archiv der wöchentlichen Marktberichte der Landwirtschaftskammer Rheinland-Pfalz. https://www.lwk-rlp.de/de/markt-statistik/marktbericht/archiv/ (zuletzt abgerufen am 4.4.2022). Laub, K. (2020): ReNu2Farm. Schwäbisch Hall POWER, N., Vesna, V., Harms, I. Laub, K., Lagrange, H. Verleden, I. (2019): Closing the nutrient cycle: what are the properties required by farmers, to encourage the use of recycled derived fertilisers in North West Europe? Conference paper, ENVIRON 2019, Ireland. Proplanta (2021): Düngemittelpreise explodieren. https://www.proplanta.de/ agrar-nachrichten/deutschland/29-10-2021duengemittelpreise-explodieren_ article1635517840.html (zuletzt abgerufen am 4.4.2022). Weiler, K., Bur, A. (2022): Policy Advice Report. ReNu2Farm-Report. (unveröffentlichtes Manuskript. IZES. SaarbrückenZinke, O. (2022a): Düngerpreise: Inputkosten steigen dramatisch – Eine neue Agrarwelt. Agrarheute. München. https://www. agrarheute.com/markt/duengemittel/duengerpreise-inputkosten-steigen-dramatisch-neue-agrarwelt-591919 (zuletzt abgerufen am 30.3.2022) Gärrest als Düngeprodukt 275 Zinke, O. (2022b): Düngerpreise steigen rasant an und kein Ende in Sicht. Agrarheute. In: Land & Forst. Hannover.https://www.landundforst.de/landwirtschaft/pflanze/ duengerpreise-steigen-rasant-kein-ende-sicht-567099 (zuletzt abgerufen am 4.4.2022). Kontakt Anna Bur, Wiss. Mitarbeiterin IZES gGmbH, Altenkesseler Str. 17 Geb. A1, 66115 Saarbrücken  +49 (0)681.84497214 |  bu[email protected] |  www.izes.de 277 Marén Podewski, Lynn Vincent, Anja Schreiber, Uta Breuer Entwicklung eines neuartigen biochemischen Verfahrens zur Schwefel-Separation aus Gasen Zusammenfassung: An der Hochschule Nordhausen wird in einem vom Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) über die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR) gefördertes Forschungsvorhaben ein innovatives Verfahren zur redundanten Entschwefelung in Biogas entwickelt. Dabei finden Schwefelbakterien ihre Anwendung, welche bislang in Biogasanlagen noch nicht eingesetzt wurden. Der bei der Vergärung von organischen Stoffen in Biogasanlagen entstehende Schwefelwasserstoff führt zur Motorölversäuerung im BHKW und bewirkt Korrosion bei allen kontaktierten Anlagenbestandteilen. Im Sinne der Reduzierung von kostenintensiven Wartungsund Ölwechselintervalle muss Schwefelwasserstoff somit weitestgehend aus dem Biogas entfernt werden. Ziel des Verbundvorhabens ist es somit, der Branche langfristig eine effiziente Entschwefelungstechnologie zur Verfügung zu stellen, die eine lange Nutzungsdauer der systemintegrierten Geräte gewährleistet und hohe laufende Kosten für Wartung und Reparatur minimiert. Der Schwerpunkt der Arbeiten liegt in der Kultivierung und Leistungsprüfung der eingesetzten fadenförmigen Schwefelbakterien Beggiatoa alba und Thiothrix nivea in einer gemeinsam mit dem Verbundpartner UGN-Umwelttechnik GmbH entwickelten fermenterexternen Entschwefelungseinheit. Um die Lebensund Leistungsfähigkeit der Sulfurikanten unter Realbedingungen bewerten zu können, werden an der Hochschule Nordhausen molekularbiologische Methoden, wie PCR und qPCR, durchgeführt. Darüber hinaus erfolgen beim Verbundpartner Biotechnologie Nordhausen GmbH (BTN) Versuche zur Dauerkultivierung der Sulfurikanten im Bioreaktor, um für einen späteren Praxiseinsatz dem Markt ausreichend Bakterienmasse zur Verfügung stellen zu können. Zum Projektende soll das Upscaling von der Laborzur Pilotanlage nach den erhaltenen Erkenntnissen und Erfahrungen planerisch, auf Grundlage der Daten einer realistischen landwirtschaftlichen Biogasanlage, durchgeführt werden. Im nächsten Schritt ist die bauliche Umsetzung der Pilotanlage und die Anbindung an eine landwirtschaftliche Biogasanlage geplant. Abstract: In the University of Applied Sciences Nordhausen an innovative biochemical process is developed for redundant desulphurization of biogas. The project started in 10/2019 and is founded by the Federal Ministry of Food, Agriculture and Consumer Protection (BMELV) on the Agency for Renewable Resources (FNR). The production of hydrogen sulfide during the fermentation of organic substances in biogas plants causes corrosion in all plant components, which are in contact with biogas. Therefore, hydrogen sulfide has to be removed from the gas. The aim of the project is to provide the industry with an efficient desulphurization technology in the long term that guarantees a long service life for the system-integrated devices and minimizes high running costs through maintenance and repairs. The focus of the work is the cultivation of sulfur bacteria Beggiatoa alba and Thiothrix nivea in order to be able to use large quantities of microorganisms in the desulfurization process. This integrated desulphurization unit is developed by the Gera Company Umwelttechnik GmbH Marén Podewski, Lynn Vincent, Anja Schreiber, Uta Breuer 278 (UGN). Molecular biological methods, such as PCR and qPCR, are applied at the University of Applied Sciences Nordhausen to evaluate the activity and productivity of the sulfur bacteria under real conditions. In addition, the sulfur bacteria will be permanently cultivated in a bioreactor by the project partner Biotechnologie Nordhausen GmbH (BTN) in order to be able to provide the market with sufficient bacterial mass for later practical use. At the end of the project, the upscaling from the laboratory to the pilot plant, according to the knowledge and experience obtained, is planned to be carried out, based on the data of a realistic agricultural biogas plant. 1 Forschungsvorhaben und Zielstellung Für die Verwertung des Biogases erweist sich der im Gas enthaltene Schwefelwasserstoff als problematisch. Je nach verwendetem Substrat liegen im Rohgas unterschiedlich hohe Schwefelwasserstoffgehalte vor. Typische Konzentrationen bei der Vergärung von Gülle, nachwachsenden Rohstoffen, Bioabfällen und Speiseresten liegen im Bereich zwischen 300 und 5.000 ppm. Bei der Vergärung von Substraten mit einem hohen Proteingehalt, wie z.B. Schlachthausabfälle, können Konzentrationen von bis zu 15.000 ppm auftreten. Schwefelwasserstoff bildet zusammen mit Wasserdampf eine saure Lösung, die sich auf die dem Fermenter nachgeschalteten, kontaktierten Komponenten stark korrosiv auswirkt. Für Blockheizkraftwerke bedeutet dies vor allem die Versäuerung des Motoröls. Die Laufzeit der Jahresbetriebsstunden der Blockheizkraftwerke wird letztlich durch die Häufigkeit der Ölwechsel determiniert. Für eine möglichst lange Nutzungsdauer der Motoren und einen ressourcenschonenden Ölverbrauch muss daher der Schwefelwasserstoffgehalt im Biogas dauerhaft niedrig gehalten werden. Gesamtziel des Verbundvorhabens ist es, ein innovatives Verfahren zur optimierten und redundanten Abtrennung von Schwefelwasserstoff zu entwickeln. Hierzu wurde das bestehende BEKOM-H-Verfahren des Projektpartners UGNUmwelttechnik GmbH auf die speziellen Bedingungen der Schwefelbakterien Beggiatoa alba und Thiothrix nivea angepasst und zu BEKOM-H-Bio-Power weiterentwickelt. Daraus ergibt sich ein vollständig externes Biogasentschwefelungsverfahren, das einerseits dem Muster der heutigen konventionellen internen Entschwefelung und deren Vorteilen entspricht, sowie andererseits die Nachteile der internen Entschwefelung (u.a. biogene Korrosion und Hemmung der Methanbildung durch Lufteintrag) aufhebt. Durch die Verfahrensentwicklung soll eine nachhaltige, hochwertige und von Schwefelwasserstofffrachtschwankungen unabhängige stabile Biogasentschwefelung gesichert und somit ein deutlicher Beitrag zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit von Biogasanlagen geleistet werden. Entwicklung eines neuartigen biochemischen Verfahrens zur Schwefel-Separation aus Gasen 279 2 Entwicklung der BEKOM-H-Bio-Power-Entschwefelungsanlage Für die Durchführung der Untersuchungen wurde die BEKOM-H-Bio-PowerEntschwefelungsanlage des Projektpartners UGN-Umwelttechnik GmbH, wie in Abb. 1 dargestellt, als Laboranlage aufgebaut und an die Forschungsbiogasanlage der Hochschule Nordhausen angeschlossen. Das bisherige BEKOM-H-Verfahren des Verbundpartners UGN mit den kreislauffähigen eisendotierten BioPellets auf Biertreberbasis diente als Verfahrensgrundlage. Es besteht aus einem mit den BioPellets befüllten Behälter, der von dem zu reinigenden feuchten und warmen Biogas durchströmt wird. Die Gasentschwefelung innerhalb des Behälters erfolgt über chemische Sorptionsprozesse am Filtermaterial. Parallel wird die chemische Entschwefelung biologisch durch die sich mit der Zeit ansiedelnden natürlich vorkommenden Schwefelbakterien unterstützt. Die Hauptentschwefelungsleistung erfolgt hier jedoch chemisch. Bei dem erweiterten BEKOM-H-Bio-Power-Verfahren handelt es sich um ein biologisch-biochemisches Entschwefelungsverfahren für Biogas, basierend auf der UGN®-Hybridfiltertechnologie. Das Biogas kann über drei mögliche Gaslinien entschwefelt werden. Die Reaktorsäulen werden vom Gas von unten nach oben durchströmt. In der Entschwefelungsanlage wird durch den Rohgas-Eingang zunächst das Biogas über eine submerse biologische Entschwefelungsstufe geführt. Hierbei erfolgt die biologische Entschwefelungsleistung durch den Einsatz der fadenförmigen Schwefelbakterien Beggiatoa alba und/oder Thiothrix nivea. Anschließend strömt das Gas über eine autochthone und eine chemische Entschwefelungsstufe zum Reingas-Ausgang. Die autochthone Stufe ist eine weitere biologische Reinigungsstufe, in der die in Biogasanlagen natürlich vorkommenden Schwefelbakterien angesiedelt werden. Durch die zwei zusätzlichen Entschwefelungsmodule des BEKOM-H-BioPower-Verfahrens erfolgt die Hauptentschwefelungsleistung des Biogases nicht mehr chemisch, sondern vorrangig biologisch mit nachgeschalteter chemischer Eisensorption als Sicherheitsund Frachtschwankungsfilter. Das Zusammenspiel der einzelnen Stufen erfolgt durch die Volumenstromregelung. Mittels dieser Regulierung sollen im Vorhaben die idealen Bedingungen für die Entschwefelungsleistung jeder einzelnen Stufe gefunden und eingestellt werden. Marén Podewski, Lynn Vincent, Anja Schreiber, Uta Breuer 280 Abb. 1: BEKOM-Bio-Power-Laboranlage; links: Schematische Darstellung der Verschaltung der einzelnen Module im BEKOM-Bio-Power; rechts: aktueller Stand der installierten BEKOMBio-Power-Anlage 3 Entwicklung eines Verfahrens zur effektiven Anzucht und Evaluierung von Schwefelbakterien für die submerse Entschwefelung Innerhalb eines an der Hochschule Nordhausen durchgeführten Vorgängerprojektes (gefördert über die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V., FNR 22028612) erwiesen sich die Bakterienstämme Beggiatoa alba und Thiothrix nivea als potente Schwefelwasserstoffoxidanten für Biogas. In ersten Untersuchungen im Biogasstrom konnte eine Entschwefelungsleistung von bis zu 100 % festgestellt werden. Die oben genannten Sulfurikanten sind mixotrophe Bakterien, die Schwefelwasserstoffe und andere reduzierte Schwefelverbindungen, wie Thiosulfat, zu elementarem Schwefel, welcher als Schwefelkörnchen in ihren Zellen eingelagert wird, oder zu Sulfat oxidieren. Somit wird der Schwefelwasserstoff aus dem Rohgas reduziert. Die Untersuchungen im vorangegangenen Vorhaben zeigten, dass sowohl Beggiatoa alba als auch Thiothrix nivea ohne Aufwuchsträger wachsen und im Gasstrom einer Biogasanlage immobilisiert werden können. Im BEKOM-H-Bio-Power-Verfahren werden zunächst die Sulfurikanten Thiothrix nivea in einem flüssigem Nährmedium etagenförmig auf jeweils fünf Trägerelementen je Säule immobilisiert (vgl. Abb. 1, submerse Stufe). Die Trägerelemente werden vom zu entschwefelndem Gas überströmt und so die Bakterien mit Schwefelwasserstoff versorgt. (vgl. Abb. 2) Entwicklung eines neuartigen biochemischen Verfahrens zur Schwefel-Separation aus Gasen 281 Bis zum Abschluss der Entwicklung der BEKOM-H-Bio-Power-Laboranlage werden Beggiatoa alba und Thiothrix nivea unter idealen Bedingungen in Nährlösungen ohne Biogasstrom gezüchtet. Abb. 2: Lichtmikroskopische Aufnahme der Bakteriensuspensionen bei einer 400-fachen Vergrößerung; links: Thiothrix nivea im Kulturkolben unter sterilen Bedingungen; rechts: Thiothrix nivea, Trägerschale nach 30 Tagen Aufenthalt in der submersen Stufe der Entschwefelungsanlage Aktuell erfolgt die Testphase der Laboranlage mit den Sulfurikanten Thiothrix nivea im Gasstrom der 1-m³-Foschungsbiogasanlage. In den letzten Monaten wurde die Entschwefelungsleistung und Wachstumsstabilität der Sulfurikanten überwacht und weitere Optimierungen des Gesamtsystems vorgenommen. In der Abb. 3 ist die Entschwefelungsleistung der submersen Stufe über einen Zeitraum von 6 Monaten dargestellt. Die Bakterien erreichten eine konstante Entschwefelung des Rohgases von durchschnittlich 25-30 %, wobei der Durchfluss des Biogases in Linie A der Entschwefelungsanlage bei 40 l/h lag und einen H2S-Anteil von 200-300 ppm enthielt. Abb. 3: Darstellung der Entschwefelungsleistung der Thiothrix nivea Population in der submersen Stufe der Entschwefelungseinheit mit der durchschnittlichen Durchflussrate [l/h] des Biogases über einen Zeitraum von 6 Monaten Sebastian Foth, Jan Klein, Michael Nelles 288 Resource Management is investigating technical developments for the purification and residual recovery of waste products from aquaculture and aquaponics. For the study, a UASB reactor (Upflow Anaerobic Sludge Blanket) was operated for 5 weeks. The focus here was on the energetic utilization of aquaculture sludge in mono-digestion. The objective of this study is to determine which experimental parameters are most suitable for anaerobic treatment of residues from aquaculture in terms of biogas yield and quality. The results show that treatment in a UASB reactor is a lucrative concept for energy recovery from aquaculture sludge in mono-digestion. Kontakt M. Sc. Sebastian Foth, Wissenschaftlicher Mitarbeiter Universität Rostock, Professur Grünland und Futterbauwissenschaften  +49 (0)381.498-3149 |  [email protected] Forum B Biogene Energietr äger im Transportund Mobilitätssektor Forum B Biogene Energieträger im Transportund Mobilitätssektor 291 Michael Kralemann Verflüssigung von Biogas als Kraftstoff – Zentrale oder dezentrale Produktion? Zusammenfassung: Die Verflüssigung von Biomethan ermöglicht die Nutzung von Biogas im LKWund Schiffsverkehr. Dafür stehen zunehmend auch Verflüssigungsverfahren im kleinen Leistungsbereich zur Verfügung, die zum direkten Einsatz an Biogasanlagen geeignet sind. Neben größeren Einzelanlagen kommt auch der Zusammenschluss mehrerer benachbarter Anlagen in Frage, um eine technisch und wirtschaftlich sinnvolle Leistung zu erreichen. Dem Prinzip der zentralen Verflüssigung mit Bezug von Biomethan über das Erdgasnetz steht die Aufbereitung und Verflüssigung direkt an den Biogasanlagen gegenüber. Der Vortrag beschreibt die Stärken und Schwächen der beiden Produktionspfade mit ihren strukturellen Eigenschaften und den Einflüssen auf die Wirtschaftlichkeit und die Marktchancen. Die größte Rolle spielen dabei die Substratkosten – hier bestehen große Unterschiede zwischen Abfallstoffen und Energiepflanzen. Den zweitgrößten Einfluss haben die Kapitalkosten, die vor allem von der Anlagenleistung bestimmt sind. Die Umweltauswirkungen können anhand einer Klimagasbilanz bewertet werden und zeigen einen leichten Vorteil der dezentralen Produktion. 1 Einführung Die Verflüssigung von Biomethan ermöglicht die Nutzung von Biogas im LKWund Schiffsverkehr. Dafür stehen zunehmend auch Verflüssigungsverfahren im kleinen Leistungsbereich zur Verfügung, die zum direkten Einsatz an Biogasanlagen geeignet sind. Neben größeren Einzelanlagen kommt auch der Zusammenschluss mehrerer benachbarter Anlagen in Frage, um eine technisch und wirtschaftlich sinnvolle Leistung zu erreichen. 2 Vergleich zentraler und dezentraler Verflüssigung Mineralölversorger wie Alternoil und Shell realisieren die zentrale Verflüssigung mit Bezug von Biomethan über das Erdgasnetz. Produktionsmengen von bspw. 35.000 und 100.000 t/a erreichen niedrige Erzeugungskosten und ermöglichen variable Beimischungen zu fossilem Kraftstoff. Die zentrale Verflüssigung ist vor allem durch geringere Verflüssigungskosten und eine gestufte Produktionsweise geprägt. Die Biogasanlagen werden durch Aufbereitungsanlagen ergänzt, die Biomethan in das öffentliche Gasnetz einspeisen. Schwankende Produktionsmengen einzelner Anlagen können daher ausgeglichen werden. Der Vertrieb des Bio-LNG und die Vermarktung der THG-Quote erfolgen durch einen Großakteur, der das erforderliche know how vorhält aber auch einen Teil des Erlöses erhält. Michael Kralemann 292 Im Gegensatz dazu erwägen einige Biogasanlagenbetreiber die Errichtung eigener Produktionen und Tankstellen, z.B. in Kooperation mit örtlichen Betreibern von LKW-Flotten. Damit möchten sie regionale Zusammenhänge schaffen und höhere Bio-LNG-Anteile erreichen. Sie streben außerdem die Teilhabe an der gesamten Wertschöpfungskette an – inkl. des Generierens von Erlösen aus dem Handel der Quotenverpflichtungen gemäß RED II. Den höheren Verflüssigungskosten steht der optimierte technische Ablauf durch die Integration aller Verfahrensschritte gegenüber. Grundsätzlich kann auch auf den Anschluss an das Erdgasnetz verzichtet werden, da das Endprodukt mit LKW direkt zu den Abnehmern gebracht wird. Die geringen Entfernungen zu Abnehmern und die Verbindung mit lokalen Verbrauchern stellen weiteren Stärken dieses Wegs dar. 3 Bildung eines Verbunds von Biogasanlagen Wenn eine Biogasanlage nicht die erforderliche Leistung für die wirtschaftliche Aufbereitung oder Verflüssigung von Biogas aufweist, ist ein Verbund mit benachbarten Anlagen denkbar. In diesem Fall wird ein Netz aus Rohgasleitungen zu dem Standort der Aufbereitungsanlage verlegt. Geringe Entfernungen zählen dabei ebenso zu den Erfolgsfaktoren wie eine preiswerte Leitungsverlegung in offenem Gelände ohne Kreuzung von Straßen und Bahnlinien. Bei ausreichender Kapazität können dazu auch bestehende Leitungen zu SatellitenBHKW genutzt werden. Wie bei der Biogasaufbereitung an Einzelanlagen sollte die verfügbare Gasmenge im Jahresverlauf relativ konstant zur Verfügung stehen, die Beschränkung z.B. auf Teilmengen im Hochsommer sind nicht ausreichend. Unter rechtlichen Gesichtspunkten sind ähnliche Substratzusammensetzungen vorteilhaft, um das Biomethan leichter vermarkten zu können. Um das Gasnetz von Beginn an gut auszulasten, sind außerdem Anlagen von Vorteil, die zu ähnlichen Zeitpunkten aus der Stromvergütung gemäß EEG ausscheiden. 4 Klimagasbilanz Die Klimagasbilanz vergleicht die zentrale (large scale) und die dezentrale Verflüssigung von Biogas (small scale). Die Bereitstellung von Biogas wird aus der Literatur mit einem Mix (50/50 %) aus Biogas aus Bioabfall und aus Gülle bilanziert. Die LNG-Aufbereitungsanlagen (1.372 t und 10.000 t Bio-LNG pro Jahr) werden anhand von vorliegenden Angeboten bilanziert. Die interne Aufbereitung zu Biomethan in der small scale-Variante erfolgt mittels Aminwäsche. Die thermische Energie für die Regeneration der Adsorptionsflüssigkeit wird aus einem Gaskessel, der mit einem europäischen Erdgasmix betrieben wird, bereitgestellt. Da es um die Bereitstellung eines Kraftstoffes geht, wird als Lebensweg sowohl die Herstellung der Biogase als auch der Betrieb der Aufbereitungsanlagen berücksichtigt. In den Abb. 1 und 2 sind die Systemgrenzen der untersuchten Systeme dargestellt. Die Bereitstellung der Substrate in der Variante small scale VerflüssigungvonBiogasalsKraftstoff–ZentraleoderdezentraleProduktion? 293 beinhaltet nur den Transport der Substrate zu der Biogasanlage und nicht deren Erzeugung, da diese als Abfallstoff e in anderen Produktsystemen anfallen. Die Systemgrenze large scale umfasst neben der Bereitstellung des Biogases aus Abfallund Güllebiogasanlagen mit angeschlossener Biomethan-Aufbereitung mittels Druckwechseladsorption und Einspeisung ins Erdgasnetz auch die Verfl üssigung des virtuellen Biogases aus dem Erdgasnetz. Die hierfür erforderlichen Stromund Wärmefl üsse wurden ebenfalls bilanziert. Abb. 1: Bilanzgrenzen der Klimagasbilanzierung bei zentraler Verfl üssigung Michael Kralemann 294 Abb. 2: Bilanzgrenzen der Klimagasbilanzierung bei dezentraler Verfl üssigung Die in Abb. 3 dargestellten Ergebnisse stellen die Aufwendungen und Gutschriften der Varianten gegenüber. An die einheitlich angesetzte Biogaserzeugung mit negativen Werten (Gutschriften gemäß den Standardwerten der RED II) schließt sich in der zentralen Variante die Aufbereitung und Einspeisung des Biomethans an. Die Verfl üssigung erzeugt daher etwas weniger Aufwand. In der Summe wird der geringere Aufwand bei zentraler Verfl üssigung wird aber durch den Einspeiseaufwand mehr als aufgewogen. Abb. 3: Ergebnisse der Klimagasbilanzierung bei zentraler und dezentraler Verfl üssigung VerflüssigungvonBiogasalsKraftstoff–ZentraleoderdezentraleProduktion? 295 5 Wirtschaftlichkeit der Biogasverfl üssigung Die LNG-Erzeugungskosten kumulieren alle Einfl ussfaktoren des Produktionswegs. Die größte Rolle spielen dabei die Substratkosten – hier bestehen große Unterschiede zwischen Abfallstoff en und Energiepfl anzen. Den zweitgrößten Einfl uss haben die Kapitalkosten, die vor allem von der Anlagenleistung bestimmt sind. Die Betriebskosten sind dagegen vor allem von der Anlagenauslastung beeinfl usst. Abb. 4 zeigt die LNG-Bereitstellungskosten anhängig von den Biogaskosten und der Anlagenleistung. Sie werden verringert durch die Erlöse bei Vermarktung der THG-Quote, die sich je nach Substrat und Marktsituation zwischen 3 und 7 Ct/kWh bewegen. Bio-LNG aus Abfällen ist daher doppelt bevorteilt und kann mit den größten Marktchancen erzeugt werden. Abb. 4: Erzeugungskosten für Bio-LNG abhängig von der Jahreserzeugung und den Rohgaskosten 6 Modellregion Bio-LNG Das Modellvorhaben soll durch das beispielhafte Aufzeigen der gesamten Wertschöpfungskette (Erzeugung, Vermarktung und Verbrauch) eine regionale BioLNG-Versorgung demonstrieren und so einen Beitrag zum Aufbau einer entsprechenden Infrastruktur leisten. Niedersachsen bietet hierfür aufgrund des hohen Biogasanlagenbestands besonders gute Möglichkeiten. Das Vorhaben gliedert sich in 4 Arbeitspakete: ● Technische und umweltrelevante Faktoren werden an einer Verfl üssigungsanlage zur Herstellung von Bio-LNG erhoben. ● An zwei neu geschaff enen Tankstellenstandorten in Oldenburg und Göttingen werden für jeweils ein Jahr mobile Tankanlagen betrieben und getestet. Michael Kralemann 296 ● Das zunehmende Interesse an der Erzeugung, dem Vertrieb und der Verwendung von Bio-LNG wird durch die gezielte Information und Beratung unterstützt. Dabei werden technische und wirtschaftliche Fragen beantwortet und individuelle Beratungen durchgeführt. ● Die Verbreitung der Ergebnisse erfolgt durch Veranstaltungen, Fachveröffentlichungen, einen Projektbeirat und einen begleitenden Arbeitskreis regionaler Wirtschaftspartner. Das im Zeitraum Oktober 2020 bis September 2022 laufende Pilotprojekt wird aus Mitteln des Niedersächsischen Ministeriums für Umwelt, Energie, Bauen und Klimaschutz über die NBank gefördert. Projektkoordinator ist das 3N Kompetenzzentrum Niedersachsen Netzwerk Nachwachsende Rohstoffe und Bioökonomie in Werlte. Zum Projektkonsortium gehören die Alternoil GmbH, die LIQUIND 24/7 GmbH und die GasCom Equipment GmbH. Kontakt Michael Kralemann 3N Kompetenzzentrum Nachwachsende Rohstoffe und Bioökonomie e.V. Büro Göttingen  [email protected] 297 Chandra Kanth Kosuru, Simon Eiden, Klaus Lucka Umfassende Analyse der Drop-in-Kompatibilität von E-Fuels in Hardware-in-the-loop-Methode Zusammenfassung: REDIFUEL (Robust and Efficient processes and technologies for Drop In renewable Fuel) ist ein dieselähnlicher synthetischer Kraftstoff, der aus Bio-SynGas und durch FT (Fischer Tropsch) -Syntheseverfahren hergestellt wird. Dieser Kraftstoff ist ein Gemisch von Paraffinen und höherer Alkohole (C6 bis C11). Im Rahmen eines von der EU geförderten Projektes hat Tec4fuels eine umfassende Studie über die Kompatibilität des Kraftstoffs mit der Einspritzanlage von PKW und LKW-Injektoren durchgeführt. Tec4Fuels hat die Kompatibilitätstests mit der Hardware-in-the-Loop-Methode durchgeführt. Das gesamte Kraftstoffeinspritzsystem: Vordruckpumpe, Hochdruckpumpe, Rail und Injektor werden in einem geschlossenen Kreislauf betrieben, wobei der Verbrennungsschritt des Kraftstoffs vermieden wird. In diesem Projekt war Tec4fuels in der Lage, die Tests mit einer Kraftstoffmenge von nur 30 Litern durchzuführen [1]. Darüber hinaus wurde nachgewiesen, dass die Methode selbst in der Lage ist, verschiedene Additive zur Ablagerungskontrolle zu testen, um ein Blockieren des Injektors zu vermeiden [1,2]. Im vorliegenden Beitrag wird das Redifuel-Projekt vorgestellt und die Ergebnisse der Hardware-inthe-Loop-Tests präsentiert. Abstract: REDIFUEL (Robust and Efficient processes and technologies for Drop In renewable Fuel) is a diesel-like synthetic fuel produced form Bio-syn gas and through FT (Fischer Tropsch) - synthesis process. This fuel is a mixture of higher alcohols from C6 to C11. In an EU-funded project, Tec4fuels has conducted a comprehensive study on the drop in compatibility of the fuel with Passenger car fuel injection equipment and also Heavy-duty injectors. Tec4Fuels has used the Hardware in the loop test method to conduct the compatibility testing. All the fuel injection equipment: fuel supply pump, High-pressure pump, Rail and injector are operated in a closed loop avoiding the combustion step of the fuel. In this project, tec4fuels was able to conduct the testing with as low as 30 liters of fuel quantity. Furthermore, the method itself is proved to be capable of testing different deposit control additives to avoid injector blocking. In the current paper, the Redifuel project will be introduced and also, the results of the Hardware in the loop testing will be presented with complete analysis. 1 Introduction Tec4Fuels ist spezialisiert auf die Prüfung der Materialverträglichkeit und der Kompatibilität von Kraftstoffkomponenten im Automobilbereich. Die Materialverträglichkeit umfasst die Lagerung von flüssigen Kraftstoffen und den testspezifischen Materialien in einem Langzeitlager und die regelmäßige Analyse ihrer Wechselwirkung über die Lagerzeit. Die Kraftstoff-Komponenten-Verträglichkeit umfasst die Prüfung der Komponenten des Einspritzsystems mit verschiedenen Arten von Kraftstoffen auf einem nicht-motorischen Prüfstand, dem so genannten CoCoS-Prüfstand [2]. Der CoCoS-Prüfstand (Complete common Fabio Voit, Jocelyn Sobiech, Kristoffer Ooms 304 siven Aufbau einer Ladeinfrastruktur alternativer Antriebskonzepte (Elektround Wasserstoffmotor). Ferner lassen sich Transportbereiche wie der langlaufende Straßenverkehr, als auch die Schiffund Luftfahrt nur schwer zeitnah elektrifizieren, wodurch diese weiterhin auf flüssige Kraftstoffe angewiesen [2]. Dies führt dazu, dass der Verkehrssektor nach wie vor zu über 93 % von fossilen flüssigen Energieträgern abhängig ist [3]. Folglich besteht dringender Handlungsbedarf, emissionsarme flüssige Kraftstoffalternativen komplementär zu stromund wasserstoffgetriebenen Antriebskonzepten zu implementieren, um die THG-Emissionen des Verkehrssektors zeitnah in seiner Gesamtheit nachhaltig zu senken [4]. Ein vielversprechender flüssiger Ersatzkraftstoff, der im Verbrennungsmotor oder in Brennstoffzellen eingesetzt werden kann, ist Methanol. Mit einem globalen Bedarf von 110 Mt im Jahr 2019 zählt Methanol zu den meistgehandelten organischen Chemikalien weltweit und besitzt neben einem etablierten Markt langjährige Kenntnisse in Produktion und Lagerung sowie vorteilhaften Kraftstoffeigenschaften [5]. Durch dessen vergleichbaren Handhabung zu Benzin ließe sich darüber hinaus die vorhandene Kraftstoffinfrastruktur unmittelbar nutzbar machen. Zudem konnte die Anwendbarkeit von Methanolkraftstoffen bereits in Ländern wie China, Indien und Island aufgezeigt werden, bei denen der kommerzielle Kraftstoffmix bereits zu mehreren Prozent aus Methanol besteht [6], [7]. Methanol wird aus den Stoffen Kohlenstoffmonoxid (CO), Kohlenstoffdioxid (CO2) und Wasserstoff (H2) nach den Gleichungen (1.1) und (1.2) synthetisiert, wofür eine Vielzahl verschiedener Arten von fossilen und erneuerbaren Rohstoffen infrage kommen. Zur Kennzeichnung des Ursprungs des produzierten Methanols hat sich dabei ähnlich wie beim Wasserstoff eine Farbenlehre etabliert. Zum jetzigen Zeitpunkt dominieren mit einem Anteil von über 98 % Erdgas (Graues Methanol) und Kohle (Braunes Methanol) basiertes Methanol die globale Herstellung. Durch die Notwendigkeit erneuerbarer flüssiger Kraftstoffalternativen haben nun auch die erneuerbaren Gestehungspfade zunehmend an Bedeutung gewonnen (TRL 6-9) [7]. Unterschieden wird dabei zwischen strombasierten E-Methanol und Biomethanol. Strombasiertes E-Methanol zeichnet sich durch die Verwendung von grünem H2 und recyceltem CO2 aus, welches mittels Carbon-Capture-Methoden gewonnen wird. Die Herstellung für Biomethanol erfolgt analog zu den fossilen Gestehungspfaden durch die Herstellung von Synthesegas (CO + H2). CO���H�→ CH�OH�H�O ( ∆𝐻𝐻���� �� �4������mol�� ) 1.1 CO�2H � → CH � OH ( ∆𝐻𝐻 ���� � � ����8���mol ��) 1.2   �𝑂𝑂�����𝑘𝑘�𝑘� ���𝑘𝑎𝑎���𝑘𝑘�𝑘𝑘��� � �𝑎𝑎𝑂𝑂𝐸𝐸𝑂𝑂 �∑𝑂𝑂𝑂𝑂𝐸𝐸𝑂𝑂� �������������� � ��� ∑𝑚𝑚����� �������������� � ��� 2.1  Biomassebasiertes Methanol als Kraftstoff einer emissionsarmen Mobilität? 305 Abb. 1.1: Auswahl verschiedener Methanolgestehungspfade Um das Potenzial der erneuerbaren Gestehungspfade a priori bewerten zu können, müssen bereits im frühen Entwicklungsstadium techno-ökonomische und ökologische Bewertungen des Kraftstoffl ebenszyklus vorgenommen werden. Maßgeblich für die erlaubten Umweltwirkungen sind die Vorgaben für erneuerbare Kraftstoff e der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie 2 (RED II) [8]. Die wichtigsten Richtlinien der RED II für den Einbezug erneuerbarer Energien im Verkehr sind zum einen die erforderliche Mindesteinsparungen von Treibhausgasen sowie die Nachhaltigkeitskriterien des Biomasseursprungs von Biokraftstoff en. Unterschieden wird in der RED II zwischen Biokraftstoff en (Biomethanol) und erneuerbaren Kraftstoff en nicht biogenen Ursprungs (RFNBO) wie E-Methanol. Die THG-Einsparungen gegenüber dem Vergleichswert fossiler Kraftstoff e von 94 gCO2,eq MJ-1 sollen ≥65 % für Biokraftstoff e und ≥70 % für RFNBOs betragen. Weiterhin muss geprüft werden, inwiefern die Kraftstoff gestehungskosten gegenüber fossiler marktbestimmender Referenzkraftstoff e konkurrenzfähig sind. In der vorliegenden Studie wird daher zur Potenzialbestimmung von erneuerbaren Methanolkraftstoff en eine vergleichende Lebenszyklusanalyse verschiedener Kraftstoff e nach ökologischen und ökonomischen Kennzahlen vorgenommen. 2 Methodik Der erste Schritt zur Bewertung eines Kraftstoffl ebenszyklus liegt in der Defi nition der funktionellen Einheit und eines geeigneten Bilanzraums. Als funktionelle Einheit wird gemäß den Vorgaben der RED II der Energiegehalt des Kraftstoffes bezogen auf den unteren Heizwert (LHV in MJ) gewählt. Der Bilanzraum (vgl. Abb. 2.1) umfasst den gesamten Lebenszyklus des Kraftstoff s und wird unterteilt in Kraftstoff herstellung (Well-to-Tank) und Kraftstoff nutzung (Well-to-Wheel). Bilanziert werden neben den dargestellten Prozessen des Vordergrundsystems ebenfalls der Bedarf von Betriebsmitteln und Energie, welche durch den Produktionsmix des bestehenden Marktes (Hintergrundsystem) zur Verfügung stehen. Evaluiert werden insgesamt 8 verschiedene Kraftstoff pfade, welche im Folgenden genauer erklärt werden. Fabio Voit, Jocelyn Sobiech, Kristoffer Ooms 306 2.1 Betrachtete Kraftstoff pfade E-Methanol: Die direkte Synthese aus CO2 und H2 zu Methanol besteht aus den Prozessschritten der Wasserelektrolyse (PEM-Elektrolyse), der CO2-Gewinnung und der eigentlichen Syntheseeinheit. Die Syntheseeinheit ist als aggregierter Prozess bestehend aus CO2-/ und H2-Kompression, Reaktor und Destillation zu verstehen [9], [10]. Die beiden zu untersuchenden Szenarien ergeben sich aus den unterschiedlichen Szenarien der CO2-Gewinnung. Bei Pfad 1 wird das CO2 der Atmosphäre mittels Direct Air Capture (DAC) [11] entzogen, wohingegen für Pfad 2 das CO2 einer bereits bestehenden biogenen CO2-Punktquelle durch eine Aminwäsche (CCU) abgeschieden und genutzt wird [12]-[14]. Zur Versorgung der Energie aus dem Hintergrundsystem wird angenommen, dass die Elektrolyse ausschließlich mit erneuerbarem Strom gespeist wird, während die restlichen Prozesskomponenten Wärme und Strom aus dem kommerziellen Netz bezogen werden. Abb. 2.1: Bilanzraum und Defi nition der betrachteten Kraftstoff pfade Biomethanol: Die Biomethanolpfade teilen sich auf in Biomasseanbau, anaerobe Vergärung, Biogasaufbereitung zur Gewinnung von Biomethan, einer Dampfreformierung und der Methanolsynthese [15]-[17]. Weiterhin wird bei der anaeroben Vergärung Entsorgung und Ausbringen des entstehenden Gärrests für landwirtschaftliche Zwecke berücksichtigt. Überdies wird angenommen, dass Strom und Wärme durch ein wärmegeführtes Biogas-BHKW bereitgestellt wird [15]. Dabei wird neben dem eigentlichen Methanolkraftstoff zusätzlicher Überschussstrom produziert, welcher ins Netz eingespeist wird. Untersucht werden Biomassebasiertes Methanol als Kraftstoff einer emissionsarmen Mobilität? 307 insgesamt vier verschiedene Substrate zur Biomethanolherstellung. In Pfad 3 wird die vollständige Zuckerrübe als Energiepflanze mit hoher Methanausbeute als Substrat verwendet. Pfad 4 (Zuckerrübenabfälle) und 5 (Glycerin) sollen die Nutzung biogener landwirtschaftlicher Reststoffe darstellen, welche nach RED II zur Produktion fortschrittlicher Biokraftstoffe gemäß Anhang IX Teil A geeignet sind. In Pfad 6 wird Biomethan aus einer marktüblichen Klärschlammvergärung verwendet. Referenzkraftstoffe graues Methanol und Benzin: Zur Überprüfung der ökologischen und ökonomischen Sinnhaftigkeit der nachhaltigen Methanolkraftstoffe, werden als Vergleichswerte die fossilen Kraftstoffe graues Methanol (Pfad 7) und Benzin (Pfad 8) herangezogen. Um die aktuelle Herstellungspraxis bestmöglich zu repräsentieren, wird der marktübliche Produktionsmix angenommen. 2.2 Bewertungsmethodik Ökobilanz: Die Ökobilanz ist ein Werkzeug zur Beurteilung der Umwelteinflüsse eines Produktlebenszyklus. Bilanziert werden dabei jegliche Stoffund Energieströme, die zwischen Ökosphäre und Vordersowie Hintergrundsystem ausgetauscht werden. Entsprechend den Vorgaben der RED II müssen dazu diverse Vorgaben beachtet werden. Bei der Verwendung von Reststoffen wie Zuckerrübenabfälle und Glycerin, müssen keine Umwelteinflüsse des Anbaus berücksichtigt werden. Weiterhin wird jegliches biogenes CO2, ungeachtet ob es durch Biomassewachstum aufgenommen oder durch Verbrennungen frei wird, nicht in die Bilanzen mit aufgenommen. Sollte ein Lebenszyklus mehrere Produktströme aufweisen, werden die verursachten Emissionen entsprechend dem Energieanteil prozentual alloziert. Somit wird bei den Gestehungspfaden des Biomethanols, bei denen chemische Energie als Kraftstoff und elektrische Energie gleichzeitig generiert werden, die Emissionen prozentual aufgeteilt. Die der Umwelt entnommenen Ressourcen und an die Umwelt abgegeben Emissionen oder Abfallströme werden anschließend nach etablierten Methoden gewichtet und Umweltwirkungskategorien zugeordnet. In der vorliegenden Studie wurde dazu die CML-Methode verwendet. Betrachtet wurden die Umweltwirkungskategorien Treibhausgaseffekt (GWP; kgCO2,eq), Erschöpfung fossiler Ressourcen (ADPf; MJ), Versäuerungspotenzial (AP, kgSO2,eq) und Eutrophierung (NP, kgPO4,eq). Modelliert wurden die Lebenszyklen mit der Software GaBi des Herstellers Sphera Solutions Inc., wobei die Datenbanken von Sphera und Ecoinvent verwendet wurden. Dabei wurden nach Möglichkeit lokale, deutschlandspezifische Datensätze verwendet. Ökonomische Analyse: Grundlage für die ökonomische Analyse ist die Berechnung der Investitionskosten (CaEx) und der Betriebskosten (OpEx). Die Gestehungskosten werden nach der Kapitalwertmethode gemäß VDI-Richtlinie 6025 berechnet, für den Fall, dass der Nettobarwert der Investition nach Lebensdauer N der Anlage genau null beträgt [18]. Fabio Voit, Jocelyn Sobiech, Kristoffer Ooms 308 So lassen sich alle Kosten über die gesamte Lebensdauer der Anlage erfassen und anschließend multipliziert mit dem unteren Heizwert von Methanol (LHV) in der Einheit ct MJ-1 ausdrücken. Es wird von einem kalkulatorischen Zins i von 8 %, einer durchschnittlichen Inflationsrate β von 2 % sowie einer Anlagenlebensdauer N von 20 Jahren ausgegangen. Zur Bestimmung der CapEx werden degressive Kostenmodelle verwendet, welche Skalierungseffekte chemischer Anlagen berücksichtigen. Die OpEx ergeben sich aus der Summe der fixen und variablen Betriebskosten. Die fixen OpEx werden prozentual zu den CapEx bestimmt, wohingegen sich die variablen OpEx aus den Kosten für benötigte Energieund Betriebsmittel ergeben. Tab. 2.1: Relevante technische und ökonomische Kennzahlen der Gestehungspfade CO���H�→ CH�OH�H�O (∆𝐻𝐻���� �� �4������mol��) 1.1 CO�2H�→ CH�OH (∆𝐻𝐻���� �� ����8���mol��) 1.2   �𝑂𝑂�����𝑘𝑘�𝑘� ���𝑘𝑎𝑎���𝑘𝑘�𝑘𝑘��� � �𝑎𝑎𝑂𝑂𝐸𝐸𝑂𝑂�∑𝑂𝑂𝑂𝑂𝐸𝐸𝑂𝑂 � �������������� � ��� ∑ 𝑚𝑚����� �������������� � ��� 2.1  Wert [-] Quelle Biomethanol Methanausbeute Substrat Zuckerrüben 147,8 Nm3 tFM-1 [15] Zuckerrübenabfälle 52,2 Nm3 tFM-1 [15] Glycerin 770,6 Nm3 tFM-1 [15] BHKW Elektrischer Wirkungsgrad 0,29 - [15] Thermischer Wirkungsgrad 0,46 - [15] Überschussstrom Zuckerrüben 0,47 MJ MJMeOH-1 Zuckerrübenabfälle 0,97 MJ MJMeOH-1 Glycerin 0,22 MJ MJMeOH-1 Klärschlamm 0,35 MJ MJMeOH-1 Methanbedarf Prozess Zuckerrüben 1,46 kgCH4 kgMeOH-1 [15], [17] Zuckerrübenabfälle 2,19 kgCH4 kgMeOH-1 [15], [17] Glycerin 1,27 kgCH4 kgMeOH-1 [15], [17] Klärschlamm 1,1 kgCH4 kgMeOH-1 [15], [17] OpEx (30.000 t a-1) Substrat Zuckerrübe 1.280 € (t a-1)-1 [7], [9], [12], [19] Substrat Zuckerrübenabfälle 1.340 € (t a-1)-1 [7], [9], [12], [19] OpEx (10.000 t a-1) Substrat Zuckerrübe 2.570 € (t a-1)-1 [7], [9], [12], [19] Substrat Zuckerrübenabfälle 2.650 € (t a-1)-1 [7], [9], [12], [19] CapEx Einspeisevergütung 20 € MWh-1 E-Methanol Methanolsynthese CO2 1,46 kgCH4 kgMeOH-1 [9], [10] H 2 0,199 kgH2 kgMeOH-1 [9], [10] Elektrolyseur Elektrischer Energiebedarf 185 MJ kgH2-1 OpEx (30.000 t a-1) 2.710 € (t a-1)-1- [9], [10] OpEx (10.000 t a-1) 3.150 € (t a-1)-1- [9], [10] CapEx Thermische Energie 20 € MWh-1 Biomassebasiertes Methanol als Kraftstoff einer emissionsarmen Mobilität? 309 3 Diskussion der Ergebnisse Life Cycle Assessment: Zur Bewertung der Kraftstoff pfade wurde eine umfassende Bilanzierung diverser Umweltwirkungskategorien durchgeführt. Auff ällig für den Vergleich des GWP (Abb. 3.1) im Bilanzraum WTT ist, dass Benzin die niedrigsten THG-Emissionen aufweist. Dies ist zurückzuführen auf die emissionsarmen und technologisch ausgereiften Förderund Verarbeitungsmethoden des Rohöls. Weiterhin bieten besonders die Biomethanolkraftstoff e aus Glycerin und Zuckerrübenabfällen die Möglichkeit mit über 50 % geringeren THG-Emissionen als fossiles Methanol hergestellt zu werden. Ein Hauptgrund dafür ist, dass für die Nutzung biogener Reststoff e im Rahmen der Bilanzierungsmethodik der RED II keine Emissionen anzusetzen sind. Die Herstellung von E-Methanol mittels CO2 aus bestehenden Punktquellen kann ebenfalls zu THG-Emissionseinsparungen von über 50% führen. Die höchsten THG-Emissionen werden verursacht durch E-Methanol, welches aus atmosphärischem CO2 durch DAC hergestellt wird. Mit einem gesamten Energiebedarf von 14,5 MJ tCO2 -1 verglichen mit den 3,26 MJ tCO2 -1 von CO2 aus einer Punktquelle wird mehr als die vierfache Energie benötigt. Abb. 3.1: Normierter Vergleich von GWP und ADPf der Kraftstoff pfade Im WTW-Bilanzraum jedoch, wird der ökobilanzielle Vorteil von erneuerbaren Kraftstoff en basierend auf biogenem Kohlenstoff deutlich. Da kein biogenes CO2, welches bei der Kraftstoff nutzung frei wird, in der Ökobilanz berücksichtigt wird, bleiben die THG-Emissionen in der WTW-Bilanzierung unverändert. Verglichen mit Benzin verursacht graues Methanol nun 20 % höhere THG- Fabio Voit, Jocelyn Sobiech, Kristoffer Ooms 310 Emission. Dies unterstreicht, dass der Einsatz von Methanol aus ökologischer Perspektive nur bei emissionsarmer Herstellung vertretbar ist. Die erneuerbaren Methanolkraftstoffe weisen am Beispiel von E-Methanol aus DAC eine THGEmissionssenkung von 30 % und im besten Fall (Glycerin) eine Reduktion von über 80 % gegenüber Benzin auf. Ein weiterer Vorteil der erneuerbaren Kraftstoffe ist der reduzierte Verbrauch fossiler Primärenergien. So lassen sich bereits mit erneuerbarem E-Methanol aus DAC mehr als 75 % und mehr als 60 % fossiler Primärenergien verglichen mit grauem Methanol, bzw. Benzin einsparen. Da der Verkehrssektor aktuell nach wie vor zu über 90 % von fossilen Energien abhängig ist, können so fossile Primärenergieträger effektiv eingespart werden. Die wichtigste Voraussetzung dafür ist jedoch die ausreichende Verfügbarkeit von Biomasse sowie erneuerbarer Elektrizität und Wärme, um eine emissionsarme Produktionsinfrastruktur zukünftig etablieren zu können. Durch die zusätzliche Betrachtung des Versäuerungspotenzials (AP) und der Eutrophierung (NP) wird weiterhin deutlich, dass biomassebasierte Kraftstoffe auch Nachteile in der Umweltbilanz mit sich bringen. Durch den Einsatz von Düngemitteln und das Ausbringen des Gärrests gelangen vergleichsweise hohe Mengen an Emissionen und Schadstoffen in Böden und Gewässer. Dadurch weisen alle vier biomassebasierten Herstellungspfade ein signifikant höheres AP und NP auf als strombasiertes E-Methanol und die fossilen Kraftstoffe. Anzumerken ist jedoch, dass für die RED II eine Bilanzierung zusätzlicher Umweltkategorien neben dem GWP nicht erforderlich ist. Die Gesamtheit der Umwelteinflüsse ist somit nicht erfassbar und etwaige Nachteile wie die genannten der Biokraftstoffe werden so nicht quantifiziert. Tab.3.1: Vergleich der Umweltauswirkungen erneuerbarer und fossiler Kraftstoffe Damit ein zukünftiger Kraftstoff für die Emissionsziele des Verkehrssektors und des Emissionshandels angerechnet werden kann, dürfen in der RED II festgeschriebene THG-Grenzwerte von maximal 32,9 gCO2,eq MJ-1 für Biomethanol und 28,8 gCO2,eq MJ-1 für E-Methanol nicht überschritten werden. Um mögliche THG-Reduktionspotenziale in einem Kraftstofflebenszyklus zu identifizieren, ist [-] Glycerin Klärschlamm Zuckerrübenabfälle Zuckerrübe CO2 (CCU) + H2 CO2 (DAC) + H2 Graues Methanol Benzin GWP (WTT) gCO2,eq 1,85E+01 4,84E+01 2,22E+01 3,72E+01 2,29E+01 6,24E+01 4,33E+01 1,88E+01 GWP (WTW) gCO2,eq 1,85E+01 4,84E+01 2,22E+01 3,72E+01 2,29E+01 6,24E+01 1,13E+02 9,40E+01 ADPf MJ 1.39E-01 3.87E-01 1.63E-01 3.67E-01 1.68E-01 4.45E-01 1.78E+00 1.11E+00 AP kgSO2,eq 1.56E-03 1.44E+00 6.12E-04 4.31E-03 1.77E-04 5.52E-04 2.47E-05 4.27E-05 NP kgPO4,eq 3.25E-04 8.46E-05 6.47E-05 1.17E-03 3.67E-05 1.16E-04 5.80E-06 1.13E-05 Biomassebasiertes Methanol als Kraftstoff einer emissionsarmen Mobilität? 311 es notwendig, die THG-Emissionen den verschiedenen Phasen des Lebenszyklus zuzuordnen. Für Biomethanol ist in Abb. 3.2 zu erkennen, dass die abfallbasierten Pfade mit Glycerin und Zuckerrübenabfällen mit 18,5 gCO2,eq MJ-1 und 22,2 gCO2,eq MJ-1, den RED II Grenzwert erreichen können. Hauptverursacher der THG-Emissionen bei diesem Pfad sind die Leckagen von biogenem Methan (CH4) und Lachgas (N2O) bei der Biogasherstellung und -aufbereitung. Im Gegensatz zu biogenem CO2 müssen diese in einer Ökobilanz zwingend berücksichtigt werden, da diese verglichen mit biogenem CO2 nicht in der Form von CH4 und N2O der Ökosphäre während der Biomasseanbauphase entnommen worden sind. Es handelt es sich damit um menschengemachte, bilanzierungspfl ichtige THG-Emissionen. Da diese mit dem Faktor 25 gCO2,eq gCH4 -1, bzw. 298 gCO2,eq gN2O -1 in die Berechnung der CO2-Äquivalente einfl ießen, haben bereits geringe Mengen erhebliche Auswirkungen auf das GWP. Die Schwierigkeit in der genauen Erfassung von CH4 und N2O-Emissionen liegt darin, dass es sich hierbei um teils unbeabsichtigte THG-Emissionen in Form von Leckagen handelt. Daher kommen hier meist Schätzwerte zum Einsatz. Abb. 3.2: Vergleich der THG-Emissionen von Bio-/ und E-Methanol für den Bilanzraum WTW Anders sieht es für Biomasse aus, die nach der RED II nicht als Reststoff anzusehen ist. Die Biogasgewinnung aus Klärschlamm und Zuckerrüben ist mit 1,5 bis 2-fachen THG-Emissionen verglichen zu den reststoff basierten Pfaden verbunden. Hauptursache sind hierbei die THG-Emissionen des Biomasseanbaus und der Klärschlammhandhabung. Für den Anbau von Zuckerrüben, müssen nach Fabio Voit, Jocelyn Sobiech, Kristoffer Ooms 312 RED II sowohl jegliche produktionsbedinge THG-Emissionen, als auch THGEmissionen durch direkte und indirekte Landnutzungsänderungen bilanziert werden. Diese fallen mit knapp 26 gCH4 gCO2,eq -1 bemerkenswert hoch aus, wodurch der Grenzwert der RED II von 32,9 gCO2,eq MJ-1 nicht erreicht werden kann. Die Tatsache, dass die mit dem Anbau verbunden THG-Emissionen mehr als zwei Drittel der Gesamtemissionen ausmachen, unterstreicht die Relevanz der Wahl der verwendeten Biomasse. Auch für die Herstellung aus Klärschlamm fallen die THGEmissionen mit 44,5 gCO2,eq MJ-1 relativ hoch aus. Prozessschritte wie die energieintensive Klärschlammtrocknung, welche nach aktuellem Stand noch einen hohen Einsatz fossiler Primärenergien benötigt, tragen zum hohen GWP bei. Für die Herstellung von E-Methanol ist insbesondere die Gewinnung von CO2 mit hohen THG-Emissionen verbunden. Da hier Netzstrom bezogen wird, fallen die THG-Emissionen vergleichsweise hoch aus. Deutlicher wird dies bei der energieintensiven CO2-Abscheidung mittels DAC, welche 48 gCO2,eq MJ-1 der Gesamtemissionen ausmachen. Die Elektrolyse hingegen verursacht, trotz des hohen Bedarfs elektrischer Energie, THG-Emissionen von 4,5 gCO2,eq MJ-1 durch den ausschließlichen Einsatz von erneuerbaren Energien. Die Methanolsynthese selbst wird ebenfalls durch Netzstrom gespeist, besitzt aber einen geringeren Energiebedarf als die CO2-Gewinnung. Unter den gegebenen Bedingungen erreicht nur die E-Methanolherstellung aus CO2 aus bestehenden Punktquellen mit 22,9 gCO2,eq MJ-1 eine erforderliche THG-Reduktion von mindestens 70 %. Die Ergebnisse demonstrieren, dass bei geeigneter Wahl der CO2-Quelle mit den Biomassepfaden vergleichbare Gesamtemissionen erreicht werden können. Ökonomische Analyse: Mittels einer Sensitivitätsanalyse soll im Folgenden der Einfluss der kostenbestimmenden Faktoren auf die Wirtschaftlichkeit der erneuerbaren Methanolherstellung untersucht werden. Da sowohl die Kohlenstoffquelle der Methanolsynthese als auch die Energieversorgung durch Biomassevergärung bereitgestellt wird, sind die Kosten der Biomasse der Haupteinflussfaktor für Biomethanol. Betrachtet werden für die ökonomische Analyse die Substrate Zuckerrübe und Zuckerrübenabfälle. Der Ausgangspunkt der Sensitivitätsanalyse liegt bei 100 %, bei welchem mit einem Preis für Zuckerrüben von 30 € t-1 und Kosten für Zuckerrübenabfälle von 10 € t-1 gerechnet wird. Diese werden dann prozentual variiert, wobei alle restlichen Parameter konstant gehalten werden. Für E-Methanol mit CO2 aus einer Punktquelle (CCU) wird der Einfluss der Stromkosten, als Hauptkostentreiber bewertet. Dabei stehen 100 % für Stromkosten von 60 € MWh-1. Um ebenfalls den Einfluss der Prozessskalierbarkeit zu beurteilen, wurden die Kraftstoffgestehungskosten der drei Pfade jeweils für eine Kapazität von 30.000 und 10.000 Jahrestonnen Methanol aufgetragen. Gegenübergestellt werden diese Kraftstoffkosten den Kosten von Benzin und grauem Methanol, welche aus den Durchschnittkosten ohne Steuern der letzten 7 Jahre gebildet wurden. Für Biomethanol ist zu erkennen, dass bei Kostensenkungen der verwendeten Biomasse um 40 % und einer Jahreskapazität von 30.000 Jahrestonnen bereits Biomassebasiertes Methanol als Kraftstoff einer emissionsarmen Mobilität? 313 mit Benzin konkurrenzfähige Kraftstoff kosten erreicht werden können. Für eine Kapazität von 10.000 Jahrestonnen erhöhen sich die Kosten auf das 1,5 bis 1,7-fache der Benzinkosten. Grund hierfür ist das zunehmende Verhältnis zwischen CapEx und den Methanoleinnahmen, durch die Verwendung einer degressiven Kostenfunktion. Weiterhin ist zu beobachten, dass die Biomethanolkosten aus Zuckerrübenabfällen eine höhere Sensitivität für Biomassekosten gegenüber Biomethanol aus Zuckerrüben aufweisen. Durch die geringe Methanausbeute der Zuckerrübenabfälle wird ein 4,5-fach höherer Massenstrom an Zuckerrübenabfällen benötigt wird, was sich in einer OpEx-Steigerung von ca. 7 % widerspiegelt. Abb. 3.3: Einfl uss der Biomassekosten (Biomethanol) und Stromkosten (E-Methanol) auf die Kraftstoff gestehungskosten (100 % entsprechend: Zuckerrübenkosten 30 € t-1; Zuckerrübenabfallkosten 10 € t-1; Stromkosten 60 €/MWh) Die Herstellung von E-Methanol führt zu den höchsten spezifi schen Kraftstoff - kosten. Die niedrigsten Kosten im betrachteten Wertebereich liegen bei 3,5 ct MJ-1 für einen Strompreis von 22,8 € MWh-1. Der Unterschied in den Gestehungskosten wird hervorgerufen durch die Diff erenz in CapEx und OpEx. Während die CapEx für Zuckerrübenabfälle bei einer Kapazität von 30.000 Jahrestonnen Methanol bei 1.280 € (t a-1)-1 für Zuckerrüben und 1.340 € (t a-1)-1 für Zuckerrübenabfälle liegen, betragen die spezifi schen CapEx beim E-Methanol 2.710 € (t a-1)-1. Hauptkostentreiber dafür ist der Elektrolyseur, der mehr als 60 % der CapEx ausmacht. Im Gegensatz dazu handelt es sich bei der Synthesegas-basierten Biomethanolherstellung um industriell verfügbare Technologien, was sich in den niedrigeren CapEx niederschlägt. Gleiches gilt auch für Frank Schauff 320 Erstmals seit 1997 ist der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch gesunken. Im Jahr 2020 lag der Anteil noch bei 45,2 %, wohingegen es in 2021 nur noch 41,1 % waren (UBA, 2022). Jedoch stieg im gleichen Zeitraum der Anteil biogener Festbrennstoff e an der Stromerzeugung von 4,5 % auf 4,9 % (ebenda). Außerdem stieg der Anteil der Erneuerbaren am Bruttoendenergieverbrauch – über alle Sektoren hinweg – von 19,3 % auf 19,7 % (ebenda). Im Bereich der Wärme stieg der Anteil der erneuerbaren Energie am Endverbrauch im gleichen Zeitraum von 15,3 % auf 16,5 % (ebenda). Biomasse trägt mit einem Anteil von 86 % der erneuerbaren Energien zur Wärmeerzeugung bei, wovon in 2019 zwei Drittel aus Holzenergie stammen (ebenda; FNR, 2022). Wie eine Studie der Agora Energiewende unterstreicht, kann Biomasse auch zur Dekarbonisierung der Fernwärme verwendet werden. Demnach sollten Förderprogramme für Fernwärmebetreiber bereitgestellt werden, um bis 2040 100 % der Wärme aus erneuerbaren Energien, wie beispielsweise Biomasse, anbieten zu können (Agora, 2022a). Abb. 1: Vermiedene Treibhausgas-Emissionen durch den Einsatz erneuerbarer Energien im Jahr 2021 (Quelle: Umweltbundesamt, 2022) Durch den Einsatz von Biomasse wurden in 2021 79,1 Mio. t CO2-Äquivalente vermieden, was 35 % der gesamten Treibhausgas-Emissionseinsparungen durch erneuerbare Energien entspricht (ebenda). Zudem ist festzustellen, dass 88 % der Emissionseinsparungen im Wärmebereich auf Biomasse zurückzuführen sind. Wenn man davon ausgeht, dass Holzenergie ca. zwei Drittel des Endenergieverbrauchs aus Bioenergie in der Wärme darstellt, sind somit knapp 60 % Emissionseinsparungen im Wärmebereich auf Holzenergie zurückzuführen (FNR, 2022). Zum regulatorischen Rahmen der Nutzung nach-haltiger Holzenergie in Deutschland und der EU 321 Insgesamt stellt Holzenergie damit mindestens 12 % der gesamten Emissionseinsparungen durch erneuerbare Energien dar (ebenda). Daneben wird in der Eröffnungsbilanz Klimaschutz des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz prognostiziert, dass der Biomasse-Bedarf in der Industrie künftig steigen wird (BMWK, 2022). Eine Studie der Agora Energiewende mit dem Titel „Energiesicherheit und Klimaschutz vereinen – Maßnahmen für den Weg aus der fossilen Energiekrise“ betont, der Einsatz von Erdgas zur Erzeugung von Prozesswärme könne auch kurzfristig u.a. durch Biomasse vermieden werden und im Falle einer Verknappung von Erdgas sei die gezielte Nutzung von Biomasse in der Industrie wichtiger denn je (Agora, 2022b). Daneben weist Agora in einer weiteren Studie daraufhin, dass Effizienzverbesserungen von bestehenden Biomasse-Anlagen eine Möglichkeit sind, um den Gasverbrauch kurzfristig senken zu können (Agora, 2022a). Laut konservativen Annahmen des Umweltbundesamtes stehen bis zu 22 Mio. Tonnen Holz jährlich für den energetischen Verbrauch zur Verfügung (UBA, 2021). Es gibt jedoch auch Studien, welche die verfügbare Menge deutlich höher beziffern. So spricht das Deutsche Biomasseforschungszentrum von 30 Mio. Tonnen Holz, die jährlich energetisch verwendet werden können (DBFZ, 2021). Hiervon sind 11 Mio. Tonnen Holz jährlich noch ungenutzt. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz beziffert das insgesamt nachhaltig verfügbare Potenzial von Biomasse zwischen 1.000 - 1.200 PJ (BMWK, 2022). Dies ist ca. 10 % des Gesamtenergiebedarfs in Deutschland im Jahr 2021, welcher 12.193 PJ betrug (AGEB, 2021). Das davon abzuleitende Potenzial von Holzenergie beläuft sich nach Schätzungen auf 340 PJ, welches somit knapp 3 % des Gesamtenergiebedarfes darstellt. Hierbei ist nicht der Import von Holz berücksichtigt. 2 Darstellung der Regulierung für nachhaltige Holzenergie in Deutschland und der EU Ist jedoch die aktuelle Regulierung auf deutscher wie auch EU-Ebene der Nutzung von nachhaltig erwirtschafteter Holzenergie dienlich? Die Regulierung von nachhaltiger Holzenergie in Deutschland teilt sich in zwei Bereiche: Förderungen und Nachhaltigkeitskriterien. Im Rahmen der Bundesförderung Effiziente Wärmenetze (BEW) wird die Nutzung von nachhaltiger Holzenergie in der Wärme gefördert (BMWi, 2021). Nach der Notifizierung durch die EU werden ca. 280 Mio. € bis 2030 bereitgestellt werden, um 400 MW Erzeugungsleistung zu fördern. Es ist eine limitierte Investitionskostenförderung für Biomasse vorgesehen, jedoch fehlt eine Betriebskostenförderung. Daneben gibt es eine Reihe von Punkten im BEW, die die Biomasse-Nutzung einschränken. Es existiert eine Begrenzung des Zielanteils Frank Schauff 322 von Biomasse in Netzen mit einer Länge von 20-50 km an der jährlich erzeugten Wärmemenge im Netz auf 25 % bis 2045 und in Netzen mit einer Länge größer als 50 km auf 15 % bis 2045. Zudem sind Netze mit einer Länge von mehr als 50 km Anlagen nur förderfähig, soweit sie eine Betriebsstundendauer von maximal 2.500 Stunden pro Jahr aufweisen. Netze mit einer Länge zwischen 20-50 km sind auch förderfähig, wenn sie eine Betriebsstundendauer von maximal 4.000 Stunden pro Jahr haben. Daneben findet eine Überprüfung der Biomasseförderung im Falle einer Überschreitung der jährlich geförderten Anlagenleistung von 25 % nach drei Jahren statt. In Deutschland wird die Nutzung von nachhaltiger Holzenergie in der Industrie bereits gefördert. Dies geschieht im Rahmen des Moduls 2 „Prozesswärme aus Erneuerbaren Energien“ der Bundesförderung für Energieund Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (BAFA, 2021). Seit der Novelle im vergangenen November werden der Ersatz oder die Neuanschaffung von Biomasseanlagen i.H.v. 15 Mio. € pro Projekt gefördert (ebenda). Im Bereich der Strom-, und Wärmeerzeugung wurde im Rahmen eines Entschließungsantrages des Bundestages im Jahr 2020 die Bundesregierung aufgefordert bis Ende 2020 ein Förderprogramm zur Umstellung bestehender Kohlekraftwerke auf hocheffiziente und flexible Gas-, oder Biomasseverstromung aus nachhaltiger Biomasse vorzulegen und hierfür eine Milliarde Euro aus dem Bundeshaushalt bereitzustellen (Deutscher Bundestag, 2020). Dieses wurde jedoch nicht von der Bundesregierung ausgearbeitet. Die oben genannten Punkte verdeutlichen, dass im Rahmen der Strom-, und Wärmeerzeugung die industrielle Nutzung von Holzenergie noch nicht ausreichend angereizt wird. Im Bereich der Stromerzeugung gibt noch keine Fördermittel, und jene, die für die Wärmeerzeugung vorgesehen sind, beinhalten Restriktionen. Zudem wird die Nutzung nachhaltiger Holzenergie aufgrund der fehlenden Betriebskostenförderung in den Förderprogrammen nicht angereizt. Die Nachhaltigkeitskriterien werden derzeit in erster Linie auf EU-Ebene durch die Erneuerbaren-Energien-Richtlinie II (REDII) definiert. Auf nationaler Ebene werden die Nachhaltigkeitskriterien, die durch REDII vorgegeben werden, durch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung umgesetzt. Hierin sind verpflichtende Kriterien für den Anbau und die Nutzung von Biomasse sowie Maßgaben zur Treibhausgaseinsparung enthalten. In § 5 (1) den Anforderungen an forstwirtschaftliche Biomasse ist Folgendes definiert. Es muss sichergestellt werden, dass „1. die Erntetätigkeiten legal sind, 2. auf den Ernteflächen nachhaltige Walderneuerung stattfindet, 3. Gebiete, die durch internationale oder nationale Rechtsvorschriften oder von der zuständigen Fachbehörde zu Naturschutzzwecken ausgewiesen sind oder wurden, auch in Feuchtgebieten und auf Torfmoorflächen, geschützt sind, 4. bei der Ernte auf die Erhaltung der Bodenqualität und der biologischen Vielfalt geach- Zum regulatorischen Rahmen der Nutzung nach-haltiger Holzenergie in Deutschland und der EU 323 tet wird, um Beeinträchtigungen wie Bodenverdichtungen zu vermeiden, und 5. durch die Erntetätigkeiten das langfristige Bestehen des Waldes nicht gefährdet wird und damit seine Produktionskapazitäten erhalten oder verbessert werden“ (BMJ, 2021). Zudem müssen laut §5 (3) folgende Anforderungen für Landnutzung, Landnutzungsänderung und Forstwirtschaft erfüllt werden: „1. das Ursprungsland oder die Ursprungsorganisation der regionalen Wirtschaftsintegration der forstwirtschaftlichen Biomasse ist Vertragspartei des Übereinkommens von Paris und hat einen beabsichtigten nationalen Beitrag zum Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderungen übermittelt, der Emissionen und den Abbau von Treibhausgasen durch die Landwirtschaft, Forstwirtschaft und Landnutzung abdeckt sowie gewährleistet, dass jede Änderung des Kohlenstoffbestands in Verbindung mit der Ernte von Biomasse auf die Verpflichtungen des Landes zur Reduzierung oder Begrenzung der Treibhausgasemissionen im Sinne des beabsichtigten nationalen Beitrags angerechnet wird, oder 2. das Ursprungsland oder die Ursprungsorganisation der regionalen Wirtschaftsintegration der forstwirtschaftlichen Biomasse ist Vertragspartei des Übereinkommens von Paris und hat nationale oder subnationale Rechtsvorschriften im Einklang mit Artikel 5 des Übereinkommens von Paris, die im Erntegebiet gelten, um die Kohlenstoffbestände und -senken zu erhalten und zu verbessern, und erbringt Nachweise dafür, dass die für den Sektor Landnutzung, Landnutzungsänderung und Forstwirtschaft gemeldeten Emissionen nicht höher ausfallen als der Emissionsabbau“ (ebenda). Biomasse-Brennstoffe müssen laut §6 je nach Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage Treibhausgaseinsparungen von mindestens 70 % bzw. 80 % aufweisen (ebenda). Zudem werden Nachhaltigkeitsnachweise sowie anerkannte Zertifikate definiert. Laut §26 sind Zertifikate anerkannt, die „solange und soweit sie nach dem Recht der Europäischen Union oder eines anderen Mitgliedstaates der Europäischen Union oder eines anderen Vertragsstaates des Abkommens über den Europäischen Wirtschaftsraum als Nachweis darüber anerkannt werden, dass eine oder mehrere Schnittstellen die Anforderungen nach Artikel 29 Absatz 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllen“ (ebenda). Die Regulierung der nachhaltigen Holzenergie in Deutschland und der EU führt weniger aufgrund herrschender Nachhaltigkeitskriterien, sondern aufgrund fehlender wirtschaftlicher Anreize dazu, dass die industrielle Nutzung von nachhaltiger Holzenergie in der Strom-, und Wärmeerzeugung in Deutschland in größerem Maßstab nicht stattfindet. Frank Schauff 324 3 Beispiele im internationalen Vergleich In einer Reihe europäischer Nachbarländer wird die Nutzung von nachhaltiger Holzenergie zur Strom-, und Wärmeerzeugung bereits praktiziert. Hierunter zählen beispielsweise Dänemark und Großbritannien. In Dänemark erhalten die Heizkraftwerke Sudstrup und Avedore im Rahmen des dänischen Renewable Energy Acts einen Zuschuss von 2 ct/kWh (Danish Energy Agency, 2017). Hierbei ist zu beachten, dass die Kohlesteuer für Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung entfällt und dadurch 7,50 €/GJ eingespart werden (Enervis, 2021). Dadurch beträgt der Förderbetrag effektiv in etwa 5 ct/kWh (ebenda). Zudem wurde in Dänemark das zuvor durch Kohle betriebene Amager-Kraftwerk in Kopenhagen auf Biomasse umgerüstet. Der durch Bioenergie betriebene Kraftwerksblock AMV1 (250.000 Tonnen Pellets pro Jahr) wurde ab 2020 um AMV4 (1,2 Mio. Hackschnitzel pro Jahr) erweitert (HOFOR, 2022). Beide Einheiten können 60% des Wärmebedarfs Kopenhagens und rund 35 % in der weiteren Umgebung decken (600.000 Haushalte insgesamt) (ebenda). Grüne Wärme spielt so eine tragende Rolle bei den Kopenhagener Ambitionen bis 2025 klimaneutral zu sein. In Großbritannien wurde das Kraftwerk Drax seit 2009 schrittweise auf den Betrieb mit Holzpellets umgestellt (Drax, 2022). Dieses wird im Rahmen eines Differenzvertrages des Final Investment Decision Enabling (FIDeR) Programms begünstigt (Enervis, 2021). Der Betreiber wird über die Dauer des Vertrags für die Differenz kompensiert, die der durchschnittliche Marktwert der Stromund Wärmpreise unter der vereinbarten notwendigen Wirtschaftlichkeitsschwelle für die Anlage liegt. Im Gegenzug verpflichtet sich der Betreiber, Mehreinnahmen oberhalb der Wirtschaftlichkeitsschwelle an den Vertragspartner zurückzuzahlen. Eine solche flexible Struktur minimiert die Förderzahlungen in Abhängigkeit von der Marktpreisentwicklung für Strom, der u.a. auch die CO2-Preisentwicklung abbildet. Zudem wurde in Großbritannien die Lynemouth Power Station in 2018 vollständig auf Biomasse umgerüstet (EP Europe Power, 2020; Power Technology, 2017). Hier kommen ebenso Differenzverträge als Förderinstrument zur Anwendung. Die Umstellung von Drax generierte 710 Mio. £ an BIP und unterstützte 11.400 Arbeitsplätze, einschließlich Bau, Fertigung und Transport (Drax, 2016). Die Kohlenstoffemissionen wurden um mehr als 80 % reduziert, während gleichzeitig 7 % des britischen Inlandsbedarfs an Energie abgedeckt wurden (Guardian, 2012). Zum regulatorischen Rahmen der Nutzung nach-haltiger Holzenergie in Deutschland und der EU 325 4 Anforderung an die Regulierung des Einsatzes von nachhaltiger Holzenergie im Rahmen der Energiewende in Deutschland Damit nachhaltige Holzenergie zur Dekarbonisierung der Strom-, und Wärmeerzeugung eingesetzt werden kann, bedarf es derzeit noch einer Betriebskostenförderung aufgrund der Biomassebetriebskosten (u.a. Brennstoffkosten), welche ca. 75 % der Stromgestehungskosten bilden (Enervis, 2021). Enervis hat in einer Studie ermittelt, dass im Mittel nur 3,7 ct/kWh als Förderbedarf ausgezahlt werden (ebenda). Jedoch ist darauf zu achten, dass sich seit Erstellung der Studie das weltpolitische Geschehen geändert hat. Es ist davon auszugehen, dass mit einem steigenden CO2-Preis, welcher zu einer Steigerung der Stromerlöse führen würde, nachhaltige Holzenergie in absehbarer Zeit rentabel ist. Im Bereich der Wärmeerzeugung sollten 1 Mrd.€ Fördervolumen bereitgestellt werden und es sollte die geförderte Erzeugungsleistung auf 2.000 MW bis 2030 erhöht werden. Zudem bedarf es einer Betriebskostenförderung für Biomasse. Daneben müssen einige nicht-finanzielle Stellschrauben angepasst werden, um eine erhöhte Nutzung von nachhaltiger Holzenergie in der Fernwärme zu ermöglichen. Die Begrenzung des Zielanteils von Biomasse in Netzen mit einer Länge größer als 50 km sollte von 15 % auf 25 % erhöht werden. Auch sollten Netze mit einer Länge von mehr als 50 km Anlagen förderfähig sein, wenn sie nicht nur eine Betriebsstundendauer von 2.500 Stunden, sondern 4.000 Stunden pro Jahr aufweisen. Zuletzt sollte die Überprüfung der Biomasseförderung im Falle einer Überschreitung der jährlich geförderten Anlagenleistung von 25 % nach drei Jahren gestrichen werden. Somit ist sichergestellt, dass eine Förderung im Nachhinein nicht entzogen werden kann. In Deutschland wird die Nutzung von nachhaltiger Holzenergie in der Industrie bereits gefördert. Dies geschieht im Rahmen des Moduls 2 „Prozesswärme aus Erneuerbaren Energien“ der Bundesförderung für Energieund Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) (BAFA, 2021). Seit der Novelle im vergangenen November werden der Ersatz oder die Neuanschaffung von Biomasseanlagen i.H.v. 15 Mio. € pro Projekt gefördert (ebenda). Im Bereich der Industrie sollten die Mittel des EEWs sowie die maximale Förderhöhe pro Investitionsvorhaben erhöht werden, um eine höhere Bereitstellung von Prozesswärme aus erneuerbaren Energien zu gewährleisten. Zudem bestehen weitere Optionen in der Industrie, die je nach Ausgestaltung, eine Förderung von nachhaltiger Holzenergie bedeuten könnten. Der Haushaltsentwurf 2022 der Bundesregierung sieht vor, dass die Mittel zur Dekarbonisierung der Industrie um 1 Mrd. € aufgestockt werden sollten. Ein Großteil dieser Mittel in der Höhe von 900 Mio. € fließt in die Einführung von sogenannten Klimaschutzverträgen. Frank Schauff 326 Es wäre möglich bei der Ausgestaltung der Mittelbereitstellung für diese Verträge im Sinne der Technologieoffenheit auch nachhaltige Holzenergie zu berücksichtigen. Der letzte Bundestag hat mit dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) ein Kraftwerksmodernisierungsprogramm (KMP) zur Umrüstung vorhandener Anlagen auf klimaneutrale Brennstoffe wie z.B. nachhaltige Holzbiomasse beschlossen (Bundestag, 2020). Dies ist von der letzten Regierung jedoch nicht umgesetzt worden. Es böte die Möglichkeit der Weiterverwendung bestehender Kraftwerks-Infrastruktur sowie den Erhalt von Arbeitsplätzen. Die Nachhaltigkeitskriterien auf EU-Ebene im Rahmen der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie III (REDIII) werden den zukünftigen Einsatz von Biomasse definieren. Der Vorschlag der EU-Kommission sieht bisher eine Einschränkung der energetischen Nutzung von Holz vor (EU-Kommission, 2021). Beispielsweise sieht er grundsätzlich das Auslaufen der Förderung für Kraftwerke ab 2026 vor, welche nur Strom aus Holzbiomasse erzeugen. Zudem schlägt er spezifische Kriterien zur Nutzung von Holz vor, die zu einer Einschränkung des verfügbaren Potenzials führen würden. Daneben kann die Einführung eines delegierten Rechtsaktes auf EU-Ebene zur Kaskadennutzung die energetische Nutzung einschränken. Es gibt zwei mögliche Auslegungen der Kaskadennutzung: chronologische Kaskadennutzung bedeutet, dass Holz immer zuerst stofflich verwendet werden muss, bevor es einer energetischen Nutzung in frühestens zweiter Verwendung zugeführt werden kann. Die qualitative Kaskadennutzung bedeutet, dass Holz auch unmittelbar energetisch verwendet werden kann, wenn keine stoffliche Nutzung sinnvoll ist (bspw. minderwertiges Holz, Schadholz, Restholz). Im Rahmen der nationalen Bioökonomiestrategie hat das u.a. federführende Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft eine Definition der Kaskadennutzung aufgestellt, die da heißt: „Mehrfachnutzung von Biomasse über mehrere Stufen, um Rohstoffe oder daraus hergestellte Produkte so lange wie möglich im Wirtschaftssystem zu nutzen In der Regel umfasst eine Nutzungskaskade dabei eine mehrfache stoffliche Nutzung mit abnehmender Wertschöpfung sowie eine abschließende energetische Nutzung oder eine Kompostierung des Rohstoffs.“ (Bundesregierung, S. 59, 2020) Hierbei ist wichtig zu verstehen, dass neben ökologischen Überlegungen, die in die Regulierung einfließen, der Marktmechanismus greift, da es aus Sicht eines Forstwirtes wegen des zu erzielenden Preises keinen Sinn ergibt, Teile des Holzes, die stofflich bspw. in der Bauoder Möbelindustrie genutzt werden können, zur energetischen Verwendung bereitzustellen. Forstwirtschaftlich gesehen ist es sinnvoll, die nicht stofflich genutzten Teile des Primärholzes einer energetischen Nutzung zuzuführen, um für den Waldbesitzer weiteres Einkommen zu Zum regulatorischen Rahmen der Nutzung nach-haltiger Holzenergie in Deutschland und der EU 327 generieren und den notwendigen Waldumbau voranzutreiben. Gerade vor dem Hintergrund der Borkenkäferund Klimaschäden der letzten Jahre ist es wichtig, dass nachhaltige Waldbewirtschaftung angereizt wird. In jedem Fall sollte es nicht zu einer nur chronologisch angelegten Auslegung der Kaskadennutzung kommen. Dies würde zu einer Einschränkung der energetischen Nutzung von Holz insgesamt führen, wodurch stofflich nicht verwertbares Holz keine Verwendung mehr fände bzw. durch Verwesung CO2 freisetzen würde. Außerdem gibt es wohl Bemühungen des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit, und Verbraucherschutz (BMUV) die Förderung der energetischen Nutzung von Primärholz im Rahmen der REDII-Novelle zu beschränken. Ein Verbot der Förderung – oder gar ein generelles Verbot – der energetischen Nutzung von Primärholz würde dazu führen, dass Holzpellets nicht energetisch verwendet werden könnten. Dies liegt daran, dass Holzpellets im Durchschnitt zu ca. 50 % aus Primärholz bestehen (Drax, 2022b; Enviva 2022; EU Komission 2021b, SBP 2021). Unter Primärholz fällt nach der Definition des wissenschaftlichen Dienstes der EU-Kommission Folgendes: “All roundwood felled or otherwise harvested and removed. It comprises all wood obtained from removals, i.e., the quantities removed from forests and from trees outside the forest, including wood recovered due to natural mortality and from felling and logging. It includes all wood removed with or without bark, including wood removed in its round form, or split, roughly squared or in other form, e.g., branches, roots, stumps and burls (where these are harvested) and wood that is roughly shaped or pointed.” (EU-Kommission, S. 168, 2021b) Auf Grund der Tatsache, dass der Einsatz von nachhaltiger Holzenergie derzeit noch einer Förderung des Brennstoffes bedarf, würde ein Verbot der Förderung von Primärholz bedeuten, dass für Holzpellets keine Förderung mehr zur Anwendung käme bzw. deren Produktion wirtschaftlich keinen Sinn mehr ergäbe. Eine Restriktion der Förderung der energetischen Nutzung von Primärholz und eine enge Auslegung der Kaskadennutzung würden also dazu führen, dass der Anteil nachhaltiger Biomasse im Widerspruch zu der aktuellen Debatte um die Energie-Versorgungssicherheit und den geplanten Klimazielen signifikant sinken würde. Gerade vor dem Hintergrund der aktuellen Debatte zur Energiesicherheit wird deutlich, dass nachhaltige Holzenergie eine sinnvolle Möglichkeit darstellt, um tradierte Abhängigkeiten in der Energieversorgung reduzieren zu können. Zudem kann sie dazu beitragen die erhöhten Klimaziele zu erreichen. Zusammenfassend sind zwei Eckpfeiler entscheidend: die Förderung sowie die Bestimmung der Nachhaltigkeitskriterien Um den Einsatz nachhaltiger Holzenergie signifikant zu steigern, müsste zum einen die Nutzung durch oben geschilderte Frank Schauff 328 Förderungen angereizt werden. Zum anderen sollten hinsichtlich der energetischen Nutzung von Holz keine Regelungen zustande kommen, die über das bisherige Maß an Nachhaltigkeitskriterien hinausgehen. Bei Beachtung dieser beiden Punkte wäre es möglich, dass nachhaltige Holzenergie ihr Potenzial zu Dekarbonisierung der Strom-, und Wärmeerzeugung sowie der Industrie ausschöpfen kann und somit zum Erreichen der Klimaziele und Energiesicherheit in Deutschland beitragen kann. Literatur/Quellen AG Energiebilanzen e.V. (2021): „Energieverbrauch zieht wieder an“, https://bit. ly/3E8BlSo Agora Energiewende (2022a): „Regaining Europeʼs Energy Sovereignty“ Agora Energiewende (2022b): „Energiesicherheit und Klimaschutz vereinen – Maßnahmen für den Weg aus der fossilen Energiekrise“ Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (2021): „Merkblatt Bundesförderung für Energieund Ressourceneffizienz in der Wirtschaft – Zuschuss“ Bundesministerium der Justiz (BMJ) (2021): „Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biomasse zur Stromerzeugung (BiomassestromNachhaltigkeitsverordnung – BioSt-NachV)“ Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) (2022): „Wärme aus Holz“, Link: https://bit.ly/3yan073 (Zugriff: 03.05.2022) Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) (2021): „Richtlinie für die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze“ Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (2022): „Eröffnungsbilanz Klimaschutz“ Bundesregierung (2020): „Nationale Bioökonomiestrategie“ Danish Energy Agency (2017): „Memo on the Danish support scheme for electricity generation based on renewables and other environmentally benign electricity production“ Deutscher Bundestag (2020): „Förderprogramm zur Modernisierung von Kohlekraftwerken – Entschließungsantrag des Bundestages vom 2. 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Für die jew. Verfahrensarten gelten unterschiedliche Anforderungen, im Übrigen bestehen jedoch relativ große Gestaltungsspielräume. Diese lassen sich insbesondere für die Einschaltung fachkundiger Dritter, aber auch für die einzelnen Verfahrensschritte nutzbar machen. Dabei kann von den Bietern sowohl für ihr schriftliches Angebot als auch ggf. für die mündliche Vorstellung ihres Projekts die Vorgabe gemacht werden, auf klimaschutzrelevante Aspekte näher einzugehen (z.B. durch Vorlage Konzept, wie die Erreichung von Klimaschutzzielen bei der Leistungserbringung optimiert werden kann). Für die Ausgestaltung des Verfahrens bedeutet die Aufnahme von Klimaschutzaspekten aber auch, dass die Verfahren inhaltlich und zeitlich umfangreicher werden, so dass sich eine entsprechend frühere Einleitung eines Verfahrens (d.h. eher mehr als 12 Monate vor Leistungsbeginn) empfiehlt. Mit Blick auf die aktuellen wirtschaftlichen Entwicklungen infolge der Pandemie und des Ukraine-Krieges und die einhergehenden längeren Lieferzeiten für Beschaffungsgegenstände bzw. die zur Entsorgungsdienstleistung notwendigen Betriebsmittel (wie insbesonders Fahrzeuge) ist eine noch zeitigere Ingangsetzung von Vergabeverfahren angezeigt. Da die Umsetzung des Klimaschutzes zugleich drängt, stellt sich die Frage der Privilegierung bzw. Beschleunigung von diesbezüglichen Verfahren. Bislang gibt es hierzu keine ausdrückliche Regelung zugunsten des Klimaschutzes, so dass entsprechende Kürzungen von Fristen oder Beschränkung von Bietern nur nach Maßgabe der allgemeinen Regelungen gerechtfertigt sind. Das hindert aber nicht den örE bzw. kommunalen Entsorger als öffentlichen Auftraggeber, unter dem Aspekt des Klimaschutzes eine Priorisierung seiner Aufgaben vorzunehmen und zunächst Ausschreibungen von Leistungen anzuschieben, die hier besondere Potenziale bergen. Dies gilt insbesonders für Maßnahmen der Stärkung des Recyclings, der Deponiebelüftung und -entgasung sowie der fahrzeug-, anlageund sonstigen betriebsmittelbedingten Emissionsminderung – bzw. in der Kategorie der Stoffströme: insbesonders für die Restabfallund die Bioabfallfraktion! Kontakt Dr. Frank Wenzel, Rechtsanwalt, Fachanwalt für Vergaberecht und Partner [GGSC] Partnerschaft von Rechtsanwälten mbB  +49 (0)30.72610260 |  [email protected] |  www.ggsc.de 337 Vergaserkokseigenschaften – Ergebnisse aus einem Screening unter Beteiligung von Anlagen aus D, A und CH Annett Pollex, Sabine Bandemer, Axel Ulbricht, Thomas Zeng, Kristina Herrmann, Dieter Bräkow Vergaserkokseigenschaften – Ergebnisse aus einem Screening unter Beteiligung von Anlagen aus Deutschland, Österreich und der Schweiz Zusammenfassung: Die bei der Biomassevergasung anfallenden festen Reststoffe werden in den meisten Fällen als Abfall betrachtet und entsorgt. Sie enthalten jedoch zum Teil noch eine beträchtliche Menge des ursprünglich in der Biomasse gebundenen Kohlenstoffs und weisen eine Reihe weiterer interessanter Eigenschaften auf, wie z.B. eine enge Partikelgrößenverteilung und eine hohe spezifische Oberfläche auf. Somit könnten sie für eine Vielzahl potentieller stofflicher und energetischer Anwendungen in Frage kommen. Die Wissensbasis zu den tatsächlichen Eigenschaften dieser sogenannten Vergaserkokse sowie zu den Zusammenhängen zwischen der eingesetzten Vergasungstechnologie und den daraus resultierenden Eigenschaften der Reststoffe ist jedoch begrenzt. Nicht zuletzt fehlt es auch an standardisierten Qualitätsanforderungen und Analysevorschriften für diese Materialien. Um eine Grundlage für die Standardisierung zu schaffen und künftige Nutzungsperspektiven zu eröffnen, wurde ein Screening durchgeführt, das ein breites Spektrum von Vergasungstechnologien und eine Vielzahl an Betreibern aus Deutschland, Österreich und der Schweiz abdeckt. Bislang wurden die Analysedaten von 100 Vergaserkoksproben aus 14 verschiedenen Vergasungstechnologien ausgewertet. Die Ergebnisse zeigen, dass die Eigenschaften der Vergaserkokse sowohl in Bezug auf den Ascheund Kohlenstoffgehalt als auch auf den Gehalt an organischen Verunreinigungen (polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe und flüchtige aromatische Kohlenwasserstoffe) stark variieren. Abstract: Despite several interesting characteristics like high carbon content, large BET surface area and narrow particles size distribution, the solid residues from wood gasification, i.e. gasification chars, are rarely used and commonly considered as wastes. Furthermore, marketing of these materials is hampered by a limited knowledge base on the actual characteristics of gasification chars from different conversion technologies, an incomplete understanding on influencing factors and a lack of standardization both for the material itself and the analytical procedures that have to be employed for their characterization. To provide a basis for standardization and future utilization perspectives, a screening was performed covering a wide range of gasification technologies. The samples were analyzed for ash content, moisture, volatiles, loss on ignition, fixed carbon and elemental composition (carbon, hydrogen, nitrogen) as well as the content of polycyclic aromatic hydrocarbons and volatile aromatic hydrocarbons. In total, analysis data of 100 gasification char samples from 14 different gasification technologies have been evaluated. The results indicate a wide variation in the characteristics of gasification chars both with respect to ash and carbon content and level of organic contaminants. Annett Pollex, Sabine Bandemer, Axel Ulbricht, Thomas Zeng, Kristina Herrmann, Dieter Bräkow 338 1 Einführung Um im zukünftigen, von fl uktuierenden Energiequellen geprägten Energiesystem die notwendige Netzstabilität und Versorgungssicherheit zu gewährleisten, werden Biomassevergasungsanlagen im kleinen bis mittleren Leistungsbereich (30-500 kWel) eine entscheidende Rolle für die fl exible und bedarfsgerechte Stromund Wärmebereitstellung spielen. Dabei wird der Biomassebrennstoff zunächst in ein Produktgas umgewandelt, welches für die Stromund Wärmegewinnung verwendet werden kann. Der bei der Biomassevergasung anfallende Reststoff zeichnet sich häufi g durch einen hohen Restkohlenstoff gehalt aus, weshalb er im weiteren als Vergaserkoks bezeichnet wird. Derzeit werden Vergaserkokse in der Regel als Abfall erachtet und entweder thermisch genutzt oder entsorgt. Auf der Basis der Eigenschaften von Vergaserkoksen, wie z.B. des hohen Kohlenstoff gehalts und der hohen spezifi schen Oberfl äche sind jedoch auch vielversprechende Nutzungsoptionen beispielsweise zur Bodenverbesserung [1,2], als Zuschlagsstoff bei der Herstellung von Polymeren [3] oder Baustoff en [4], für die Abwasserbehandlung [5-7] oder zur Kohlenstoff sequestrierung und damit zur Ver-ringerung des Gehalts an Treibhausgasen in der Atmosphäre [8] denkbar, sofern die entsprechenden Qualitätsanforderungen erfüllt werden. Tatsächliche Vermarktungsmöglichkeiten sind jedoch rar [9], da zum einen die Wissensbasis zu den konkreten Eigenschaften von Vergaserkoksen und Einfl ussmöglichkeiten auf die Vergaserkoksqualität fehlt [10]. Auf der anderen Seite existieren keine Produktnormen und keine standardisierten Analysevorschriften für deren Charakterisierung [11,12]. Gleichzeitig ist unbestritten, dass Qualitätsanforderungen für eine sichere Anwendung eingehalten werden müssen und dass von der Nutzung von Vergaserkoksen keine Gefährdung von Mensch und Umwelt ausgehen darf. Besonders relevant ist dabei der Gehalt an organischen Schadstoff en wie z.B. polyzyklischen aromatischen Kohlenwasserstoff en (PAKs) und fl üchtigen aromatischen Komponenten (BTEX) [13]. Um hierfür die notwendige Wissensbasis zu schaff en, wurde im Projekt VergaFlex [14] ein Screening durchgeführt, mit dem Ziel, ein möglichst repräsentatives Bild der verfügbaren Vergaserkoksqualitäten und von deren konkreten Eigenschaften zu erhalten. Dabei sollten möglichst alle am Markt vertretenen Biomassevergasungstechnologien berücksichtigt werden. 2 Material und Methoden 2.1 Vergaserkoksproben Die analysierten Proben wurden zwischen März 2020 und Dezember 2021 durch die Betreiber von 39 Vergasungsanlagen entnommen und zur Verfügung gestellt, wobei 14 verschiedene, am Markt verfügbare Vergasungstechnologien einbezogen wurden. Die Proben wurden an verschiedenen Stellen (Filter, Rost) entnommen und decken unterschiedliche Temperaturen der Vergaserkoks- Vergaserkokseigenschaften – Ergebnisse aus einem Screening unter Beteiligung von Anlagen aus D, A und CH 339 abscheidung (Heißoder Kaltgasfi lter) ab. Fast alle Proben waren schwarz und in der Regel feinkörnig mit einigen größeren Partikeln. Nur wenige Proben enthielten grobkörniges oder holzkohleähnliches Material (Abb. 1). Abb. 1: Feinkörniges (links), grobkörniges (Mitte) und holzkohleähnliches Material (rechts) Die Beprobung erfolgte nach LAGA PN98 [15] (Abb. 2). Dafür wurden aus der Anfallsmenge eines Tages bzw. bei kleineren Anlagen von zwei Tagen jeweils acht Einzelproben im Umfang von je 0,5 L entnommen. Wenn möglich erfolgte die Beprobung aus dem fl ießenden Materialstrom. Alternativ wurden aus der täglich anfallenden Koksmenge acht Einzelproben repräsentativ entnommen. Aus den acht Einzelproben wurden zwei Mischproben erzeugt, wobei jeweils vier zufällig aus den acht Einzelproben ausgewählte Proben zusammengeführt wurden. Diese Mischproben wurden mittels Riff elprobenteiler durch eine dreifache Probenteilung und -zusammenführung homogenisiert. Anschließend wurden die Proben zur Analyse am DBFZ (Wassergehalt (W), Aschegehalt (A), Glühverlust (GV), fl üchtige Verbindungen (F), elementare Zusammensetzung (CHN), und fi xer Kohlenstoff (Cfi x )) sowie zur Bestimmung des Gehalts an organischen Schadstoff en (PAK und BTEX) bei der Eurofi ns Umwelt Ost GmbH bereitgestellt. Abb. 2: Probenahme nach LAGA PN98 Annett Pollex, Sabine Bandemer, Axel Ulbricht, Thomas Zeng, Kristina Herrmann, Dieter Bräkow 340 2.2 Analysemethoden Die Analyse des Aschegehalts bei 550 °C, des Gehalts an flüchtigen Bestandteilen und der elementaren Zusammensetzung (Gesamtkohlenstoff Ctotal, Wasserstoff und Stickstoff: CHN) erfolgte nach DIN EN ISO 17225-1:2014 für biogene Festbrennstoffe [16]. Der Aschegehalt bei 815 °C [17] and Cfix [18] wurden anhand der Normen für Festbrennstoffe analysiert. Der Glühverlust wurde anhand der Norm zur Abfallcharakterisierung ermittelt [19]. Vor der Analyse wurden die Proben unter Verwendung einer Schneidmühle (SM 300, Retsch) auf 0,5 and 1 mm zerkleinert. Aschegehalt, Flüchtigengehalt, Cfix und Glühverlust wurden unter Verwendung eines Muffelofens (L15/S, Nabertherm) bestimmt. Die elementare Zusammensetzung (CHN) wurde mit einem Organischen Elementaranalysator vario MACRO cube der Fa. Elementar Analysesysteme GmbH analysiert [20]. Alle Analysen wurden als Doppelbestimmung durchgeführt, d.h. für jede Probe wurden zwei unabhängige Teilproben entnommen und individuell analysiert. Um die Analysewerte auf die trockene Bezugsbasis zurückzuführen, wurde der Wassergehalt der zerkleinerten Analyseproben durch Karl-Fischer-Titration (Aqua 40 (ECH, Halle)) nach DIN EN 15934:2012 [21] ermittelt. 2.3 Analyse der organischen Schadstoffe Zur Bestimmung des PAK-Gehaltes (PAK16) wurde die im Europäischen Pflanzenkohlezertifizierungssystem beschriebene Methode als Ausgangspunkt verwendet und die darin aufgeführten Grenzwerte zur Beurteilung herangezogen [22]. Aufgrund der höheren PAK-Gehalte von z.T. deutlich mehr als 10.000 mg/kg wf mussten bei der PAK-Bestimmung folgende Anpassungen vorgenommen werden: ● Verringerung der Probenmenge ● Verlängerung der Extraktionszeit ● Verzicht auf die Einengung des Extraktes Entsprechend wurden die Proben wie folgt analysiert: Die trockene, zerkleinerte Probe (1 g) wurden mit Toluol (100 mL) für 4 h im Rückfluss extrahiert (Soxtherm, Gerhardt Analytical Systems). Das Extrakt wurde ohne weitere Aufbereitung für die GC-MS-Analyse (Agilent GC 7890A MS 5975C) verwendet [23]. Die PAK16Analyse wurde jeweils als Doppelbestimmung mit zwei unabhängigen Extrakten ausgeführt. Zur Bestimmung des Gehalts der flüchtigen organischen Komponenten Benzol, Toluol, Ethylbenzol und Xylol (BTEX) [24], wurde 1 g Vergaserkoksprobe mit 2 mL Schwefelkohlenstoff für 0,5 h bei Raumtemperatur unter Verwendung eines horizontalen Schüttlers extrahiert. Danach wurde die Suspension dekantiert und durch Glaswolle filtriert. Das klare Extrakt wurde dann für die GC-MSAnalyse (Agilent GC 7820A MS 5975) verwendet. Die BTEX-Analyse wurde als Einfachbestimmung durchgeführt. Vergaserkokseigenschaften – Ergebnisse aus einem Screening unter Beteiligung von Anlagen aus D, A und CH 341 3 Ergebnisse und Diskussion 3.1 Chemische Zusammensetzung von Vergaserkoksen Die untersuchten Vergaserkokse wiesen eine große Bandbreite bezüglich der Aschegehalte auf (Abb. 3), wobei es sich bei einigen Proben um vollständig oder fast vollständig veraschte Brennstoffe mit Aschegehalten von über 90 Ma.-% wf handelte während andere Vergaserkokse mit Aschegehalten unter 10 Ma.-% wf holzkohleähnliche Eigenschaften zeigten. In den meisten Fällen lag der Aschegehalt jedoch zwischen 20 und 50 Ma.-% wf. In den Vergasungsrückständen verblieb also noch ein erheblicher Anteil des ursprünglichen Kohlenstoffgehalts der Biomasse. Der recht hohe Aschegehalt kann jedoch für viele Anwendungen kritisch sein. Es wurden z.T. Kohlenstoffgehalte von über 90 Ma.-% wf bestimmt. Das Verhältnis Ctotal/Cfix war bei allen Proben größer als 1, in einigen Fällen überschritt es den Wert 2. Dies deutet auf einen erheblichen Anteil anorganischen Kohlenstoffs hin. Der Wasserstoffgehalt in den Vergaserkoksen überstieg selten 1 Ma.-% wf und lag in einigen Fällen unterhalb der Nachweisgrenze von 0,17 Ma.-% wf bei 30 mg Einwaage. Im Vergleich zu Holzbrennstoffen, die in der Regel durch einen Flüchtigengehalt von über 80 Ma.-% wf gekennzeichnet sind, lagen die Flüchtigengehalte der Vergaserkokse durchweg auf einem viel niedrigeren Niveau von unter 20 Ma.-% wf. Abb. 3: Vergaserkokseigenschaften (IQR: Interquartilsabstand) Annett Pollex, Sabine Bandemer, Axel Ulbricht, Thomas Zeng, Kristina Herrmann, Dieter Bräkow 342 3.2 Gehalt an organischen Schadstoffen Bei der Pyrolyse und Vergasung von Biomasse werden häufig organische Schadstoffe wie z.B. PAK und BTEX gebildet [24-26]. Diese organischen Schadstoffe werden sehr leicht an der Oberfläche von Aktivkohlen adsorbiert, da letztere eine hohe Affinität für unpolare organische Komponenten aufweisen. Entsprechend sind für die sichere Bestimmung des PAK-Gehalts harsche Extraktionsbedingungen erforderlich [12]. Derzeit gibt es keine standardisierten Verfahren zur Bestimmung des PAK-Gehalts von Pflanzenkohlen und Vergaserkoksen. Untersuchungen mit Pflanzenkohlen haben aber gezeigt, dass eine Extraktion mit heißem Toluol notwendig ist, um den PAK-Gehalt bei einer solchen Matrix zu bestimmen [12]. Entsprechend wird im Pflanzenkohle-zertifizierungssystem (European Biochar Certification EBC), welches entwickelt wurde, um die Risiken bei der Anwendung von Pflanzenkohlen [21] zu begrenzen und die von der Pflanzenkohleherstellung und -verwendung ausgehenden Gefahren für die Gesundheit und die Umwelt zu minimieren, die Bestimmung des PAKGehalts mittels Toluolheißextraktion vorgeschrieben. In einer Vorstudie wurde die EBC-Methode zur PAK-Bestimmung [21] auf sechs Vergaserkokse aus verschiedenen Vergasungsanlagen angewendet und zeigte in einigen Fällen PAKGehalte von bis zu 10.000 mg/kg an. Da die im Rahmen der EBC angewandte Bestimmungsmethode auf sehr niedrige PAK-Gehalte im einstelligen bzw. unteren zweistelligen mg/kg-Bereich optimiert wurde, waren einige Anpassungen hinsichtlich der Probenmenge, des Verhältnisses von Probe zu Extraktionsmittel und Extraktionsdauer erforderlich (siehe Abschnitt 2.3), um zuverlässige Ergebnisse für Vergaserkokse mit sehr hohen PAK-Gehalten zu erhalten. Bei der Analyse des PAKund BTEX-Gehalts zeigte sich, dass die Belastung von Vergaserkoksen mit organischen Schadstoffen sehr unterschiedlich ist (Abb. 4). Bei einigen Proben lag der PAK-Gehalt unterhalb des laut EBC für die Anwendung im Agrarbereich geforderten Grenzwertes von 6 mg/kg wf. Bei einem Viertel der Proben lag der Wert unter 100 mg/kg wf und bei weiteren 28 Proben zwischen 100 mg/kg wf und 1000 mg/kg wf. Bei 15 der 100 analysierten Vergaserkokse wurden jedoch PAK-Gehalte von über 10.000 mg/kg wf bestimmt, wobei der höchste Wert bei 45,000 mg/kg wf lag. Diese besonders hohen Werte standen im Zusammenhang mit der Kaltgasfiltration des Produktgases, welche zur Kondensation von Teerkomponenten auf der Oberfläche der Vergaserkokse führte. Vergaserkokseigenschaften – Ergebnisse aus einem Screening unter Beteiligung von Anlagen aus D, A und CH 343 Abb. 4: Gehalt der Vergaserkokse an organischen Schadstoffen (IQR: Interquartilsabstand) Naphtalin war unter den 16 analysierten PAK-Verbindungen die dominierende Komponente und in fast allen Fällen die Komponente mit dem höchsten Anteil, wobei Gehalte von bis zu 37.000 mg/kg wf bestimmt wurden. Lediglich bei den Proben mit den außergewöhnlich hohen PAK-Gehalten von mehr als 10.000 mg/kg wf kam es zur Abweichung von dieser Tendenz. Die besonders kritische Verbindung Benzo[a]pyren, die hochgiftig und krebserregend ist, war in deutlich geringeren Mengen enthalten. In den meisten Vergaserkoksproben (72 %) lag ihr Gehalt unter der Nachweisgrenze der verwendeten Methode (d.h. <2,5 mg/kg wf). Der BTEX-Gehalt von Pflanzenkohlen ist bislang noch recht wenig untersucht [13, 26, 27] und die EBC enthält diesbezüglich keine Grenzwerte. Jüngste Studien deuten jedoch darauf hin, dass diese Verbindungen eine entscheidende Rolle für die Ökotoxizitätsbewertung von Pflanzenkohlen spielen [13]. Innerhalb der untersuchten Vergaserkokse variierten die BTEX-Gehalte ebenfalls stark. Bei einigen Vergaserkoksen lag der BTEX-Gehalt unter der Nachweisgrenze von 5 mg/kg wf. Die höchsten BTEX-Gehalte lagen deutlich über 10.000 mg/kg wf. Benzol war in der Regel die vorherrschende BTEX-Verbindung. Annett Pollex, Sabine Bandemer, Axel Ulbricht, Thomas Zeng, Kristina Herrmann, Dieter Bräkow 344 3.3 Variabilität der Vergaserkokseigenschaften des gleichen Vergasungsanlagentyps Bei einigen Vergasunganlagenherstellern gibt es eine Vielzahl von installierten Anlagen im Feld [25]. Für vier dieser Vergasungstechnologien wurden mehrere Feldanlagen beprobt, um zu untersuchen, wie groß die Variabilität hinsichtlich des Gehaltes an organischen Schadstoffen innerhalb der Anlagen eines Anlagentyps ist. Wie in Abbildung 5 erkennbar ist, unterscheiden sich die untersuchten Anlagentypen hinsichtlich der Variabilität der Schadstoffgehalte. Die Proben der Anlagentypen 1 bis 3 wiesen eine sehr hohe Variabilität hinsichtlich der Schadstoffgehalte auf, während bei Anlagentyp 4 die Unterschiede zwischen den Proben nur klein waren. Bei den Proben aus Anlagentyp 2 und 3 lässt sich die Variabilität darauf zurückführen, dass unterschiedliche Probenahmestellen (Rost und Filter) einbezogen bzw. dass sowohl Proben mit thermischer Nachbehandlung als auch solche ohne Nachbehandlung getrennt untersucht wurden. Bei Anlagentyp 1 und 4 jedoch war die Probenahmestelle je Anlagentyp gleich und in keinem der Fälle wurden die Vergaserkokse einer Nachbehandlung unterzogen. Dennoch unterscheidet sich die Variabilität sehr stark. Die Gründe für die große Variabilität bei Anlagentyp 1 und die geringe Variabilität bei Anlagentyp 4 sind noch nicht klar und werden auf der Grundlage einer Metadatenanalyse unter Berücksichtigung des Anlagendesigns und der Anlagenfahrweise weiter untersucht. Abb. 5: Unterschiede in den Gehalten organischer Schadstoffe bei ausgewählten Anlagentypen (IQR: Interquartilsabstand) Vergaserkokseigenschaften – Ergebnisse aus einem Screening unter Beteiligung von Anlagen aus D, A und CH 345 4 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen Mit dem durchgeführten Screening konnte die Wissensbasis zu den Eigenschaften von Vergaserkoksen aus unterschiedlichen Vergasungstechnologien substantiell erweitert werden. Diese Wissensbasis ist auch von zentraler Bedeutung für den kürzlich begonnenen Standardisierungsprozess für pyrogene Kohlenstoffe, zu denen auch Vergaserkokse zählen [29]. Die detaillierte Auswertung der Auswirkungen verschiedener Parameter wie z.B. verwendete Brennstoffqualität, eingesetzte Vergasungstechnologie, Ort der Probenahme, Temperatur während der Koksabtrennung usw. wird das Verständnis für die Einflussfaktoren auf die Qualität der Vergaserkokse erweitern. Sowohl die komplett veraschten Vergasungsrückstände als auch die Vergaserkokse mit holzkohleähnlichen Eigenschaften könnten sich schon jetzt ohne weitere Aufbereitung für die weiter Anwendung eignen. Die hohen Gehalte an organischen Schadstoffen, die bei den meisten Vergaserkoksen festgestellt wurden, erschweren jedoch die weitere Nutzung und machen entweder die Optimierung des Vergasungsprozesses hinsichtlich niedrigerer Schadstoffgehalte oder eine Nachbehandlung der Vergasungsrückstände notwendig. Da sich Filterrückstände und besonders solche aus der Kaltgasfiltration als besonders belastet erwiesen haben, sollten diese getrennt erfasst und separat entsorgt werden [26]. Literatur/Quellen [1] Frida L, Visser R. Biochar for Soil Improvement: Evaluation of Biochar from Gasification and Slow Pyrolysis. Agriculture 2015;5(4):1076–115. [2] Hansen V, Müller-Stöver D, Ahrenfeldt J, Holm JK, Henriksen UB, HauggaardNielsen H. 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Frühjahr 2021 (rechts) in Abhängigkeit von der Umbruchmethode und Folgekultur (Grub. = Grubber, Fehlerbalken repräsentieren Standardabweichungen der Triebdichten, unterschiedliche Buchstaben kennzeichnen signifikante Mittelwertdifferenzen der Triebdichten jeweils innerhalb einer Folgekultur) Der zur Ernte noch vorhandene Durchwuchs stammte fast ausschließlich von den Knospen der Wurzelstöcke und belief sich nach dem Umbruch mit der Fräse auf ca. 1-3 Triebe/m² bei Durchwachsener Silphie (Abb. 2) bzw. 4-10 Triebe/m² bei Sida. Eine Keimung von Samen der Dauerkulturen wurde nur bei Durchwachsener Silphie beobachtet, wobei Silphiesamen sowohl im Frühjahr als auch im Herbst keimten. Auch im zweiten Jahr nach dem Umbruch erschienen weiterhin einzelne Keimpflanzen. Die samenbürtigen Triebe wurden jedoch im Rahmen der Saatbettbereitung vor Mais und/oder Unkrautbekämpfung der Folgekultur weitgehend beseitigt und stellten keine Konkurrenz für die Folgekultur dar. Im Vergleich zu Durchwachsener Silphie verfügt Sida über größere Wurzelstöcke mit deutlich dickeren Wurzeln sowie über eine höhere Triebkraft. [Document text truncated for crawler view.]